cqp-20251231

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格 10-K

☒ 根据《1934年证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告

截至本财政年度 2025年12月31日

或

☐ 根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

对于从到

委托文件编号 001-33366

Cheniere Energy Partners, L.P.

（在其章程中指明的注册人的确切名称）


特拉华州			20-5913059
（成立或组织的州或其他司法管辖区）			（I.R.S.雇主识别号）

德州大道845号 , 1250套房

休斯顿 , 德州 77002

（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
代表有限合伙人权益的共同单位	CQP	纽约证券交易所

根据该法第12（g）节登记的证券：无

如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。有否☐

如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。是☐ 无 ☒

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。

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《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已就编制或发布其审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交了报告和证明。 ☒

如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。 ☐

用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

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

注册人的非关联公司持有的注册人共同单位的总市值约为$ 2.2 截至2025年6月30日的十亿。

截至2026年2月20日，登记人已 484,054,123 共同单位优秀。

以引用方式并入的文件：无

Cheniere Energy Partners, L.P.


			第一部分
			项目1.和2。商业及物业			4
			项目1a。风险因素			14
			项目1b。未解决员工意见			32
			项目1c。网络安全			32
			项目3。法律程序			34
			项目4。矿山安全披露			34
			第二部分
			项目5。市场对注册人的普通股权益、相关单位持有人事项及发行人购买股本证券			35
			项目6。[保留]			35
			项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			36
			项目7a。关于市场风险的定量和定性披露			49
			项目8。财务报表和补充数据			50
			项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧			83
			项目9a。控制和程序			83
			项目9b。其他信息			83
			项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露			83
			第三部分
			项目10。我们的普通合伙人的董事、执行官和公司治理			84
			项目11。高管薪酬			89
			项目12。若干实益拥有人及管理层的证券所有权、以及相关单位持有人事项			92
			项目13。若干关系及关联交易、董事独立性			94
			项目14。首席会计师费用和服务			95
			第四部分
			项目15。展品和财务报表附表			96
			项目16。表格10-K摘要			103
			签名			104

定义

正如本年度报告所使用的，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
BCF/年						每年十亿立方英尺
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
离岸价						随行就市，要求买方在卖方出口终端提货
自由贸易协定国家						美国与之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）
国际气候变化相关政策						价值链问责制和部门脱碳标准，包括欧盟甲烷排放法规、FuelEU海事法规、国际海事组织净零框架和企业可持续发展尽职调查指令
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
国税局						美国国税局

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
TCF						万亿立方英尺
火车						一个工业设施，由一系列制冷剂压缩机回路组成，用于将天然气冷却为液化天然气
途阿						终端使用协议

简称法人实体Structure

下图描述了我们截至2025年12月31日的简略法律实体结构，包括我们对某些子公司的所有权，以及本年度报告中使用的对这些实体的引用：

除非文意另有所指，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。

警示性声明

关于前瞻性陈述

这份年度报告包含某些属于或可能被视为“前瞻性陈述”的陈述。除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；

•与我们的火车和管道建设有关的声明，包括关于任何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或管道的声明，包括此类列车或管道的融资；

•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；

•与非历史相关的任何其他声明l或未来信息；和

•中描述的其他因素项目1a。风险因素在这份关于10-K表格的年度报告中。

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“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”等术语或其他类似术语的否定词来识别。本年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一些风险和不确定性。此外，假设可能被证明是不准确的。我们提醒，本年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。由于本年度报告中描述的各种因素以及我们向SEC提交的其他报告和其他信息中描述的各种因素，实际结果可能与前瞻性陈述中预期或暗示的结果存在重大差异。所有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。

第一部分

项目1。和2。业务和财产

一般

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业务，向客户提供可靠、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过30公吨（the“液化项目”）截至2025年12月31日止。Sabine Pass液化天然气接收站也有 5个LNG储罐，合计容量约为17 BCFE，再气化容量约为4 BCF/d的汽化器，以及3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液化天然气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。通过我们目前有效的SPA和IPM协议，截至2025年12月31日，加权平均剩余寿命约为13年，我们已与第三方签订合同，约占到2030年代中期液化项目预期总产量的85%。此外，Cheniere Marketing目前持有的一些SPA可能会在未来更新给我们。根据与我们签订的SPA，液化项目生产的未根据长期合同签订合同的液化天然气可用于Cheniere Marketing，这是Cheniere的整合营销职能。

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。对液化天然气需求的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。

我们在以期望的回报获得长期商业合同方面取得的成功受到全球液化天然气和天然气市场状况以及《中项目1a。风险因素.

•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。

我们获得所需融资的能力受到市场利率和其他因素的影响项目1a。风险因素.

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。我们正在开发一个毗邻液化项目的分两个阶段的扩建项目，包括三个液化火车和配套基础设施，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。与成本超支和延迟完成我们的扩建项目相关的风险在项目1a。风险因素.

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

待定

DOE出口授权：

自由贸易协定国家

非FTA国家

待定

融资

融资（3）

商业化和其他承包

最终商业协议（4）

进行中

确定的全范围EPC合同

目标里程碑

FID（5）

2026/2027

ü表示收到授权，但须遵守持续的条件

(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和美国能源部条例第3及3条及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。见项目1a。风险因素进一步讨论联邦、州和地方法规、规则、条例和我们受其约束的法律下的法规以及与法规相关的相关风险因素。

(3)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.

(4)液化产能部分收缩Cheniere营销和SPL第五阶段直通SPA或IPM协议条件是超出目前正在建设或运营的额外液化能力。

(5)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。

我们的业务战略

我们的首要业务战略是开发、建设和运营资产，以满足长期客户的能源需求。我们计划通过以下方式实施我们的战略：

•安全、高效、可靠地运营和维护我们的资产，包括我们的列车；

•为我们的设施采购天然气和管道运输能力；

•开始为我们的长期SPA客户进行商业交付，并继续履行对他们的所有商业承诺；

•继续确保长期客户合同，以支持我们计划的扩张，包括潜在扩张项目的FID；

•最大限度地生产液化天然气以服务于我们的客户，并产生稳定稳定的收入和经营现金流；

•利用现有基础设施优化液化项目；

•保持审慎和具有成本效益的资本结构；和

•从战略上确定可行且经济的环境解决方案。

我们的生意

我们于2016年2月发运了第一批液化天然气货物，截至2026年2月20日，液化项目已累计生产、装载和出口液化天然气超过3,270批，总计超过2.25亿吨。

以下是对我们操作的讨论。有关我们与这些业务相关的合同义务和现金需求的进一步讨论，请参阅流动性和资本资源在第7项中。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。

Sabine Pass液化天然气接收站

Sabine Pass LNG接收站，如上文标题下所述一般，是世界上最大的液化天然气生产设施之一，总产能超过30公吨/年，拥有五个储罐和三个海上泊位。

以下汇总了我们已获得FERC批准在液化项目选址、建造和运营火车的天然气数量，以及我们从DOE获得的授权在2050年12月31日之前从Sabine Pass液化天然气接收站通过船只出口国产液化天然气的订单：


	FERC核准量		美国能源部核准量
	（单位：BCF/年）	（以mtpa计）	（单位：BCF/年）	（以mtpa计）
FTA国家（1）	1,661.94	33	1,661.94	33
非FTA国家	1,661.94	33	1,661.94	33

(1)不包括2025年11月授权给自由贸易协定国家的自SPL扩建项目首次商业出口之日起25年内有效的SPL扩建项目的950BCF/yr。

此外，我们正在开发SPL扩展项目，如上文标题下所述一般.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。

天然气供应、运输和储存

SPL已通过长期天然气供应协议，包括IPM协议，为液化项目获得了一部分预期的天然气原料。SPL Stage V也有IPM协议供应SPL扩建项目。此外，确保SPL能够将天然气原料运输和管理到Sabine Pass LNG

终端，它有运输先例和其他协议，从第三方和CTPL获得坚定的管道运输和储存能力。

再气化设施

Sabine Pass LNG接收站，如上文标题下所述一般，拥有约4 BCF/d的可运行再气化能力和约17 BCFE的聚合LNG储存能力。SPLNG与道达尔 Gas & Power North America，Inc.签订了1BCF/d的长期第三方TUA。（“道达尔”），根据该规定，道达尔必须每月支付固定费用，无论其是否使用其预留的再气化能力。剩余产能中约有2 BCF/d是由SPL根据TUA预留的，SPL还与道达尔签订了部分TUA转让协议，详见附注12 —收入我们的合并财务报表附注。

主要客户

占外部客户合同合并收入总额10%及以上的客户情况如下：


		占外部客户合同总收入的百分比
	截至12月31日止年度，
		2025	2024	2023
BG Gulf Coast LNG，LLC及其附属公司		22%	22%	23%
韩国天然气公司		15%	15%	16%
GaIL（India）Limited		15%	15%	16%
Naturgy LNG GOM，Limited		14%	14%	15%
道达尔 Gas & Power North America，Inc。		10%	11%	11%

上述所有客户均通过SPA合同为我们的LNG收入做出贡献。

有关我们客户合同的更多信息，请参阅流动性和资本资源在第7项中。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析及注16 —分部信息和客户集中度我们的合并财务报表附注。

业务季节性

我们的结果受到生产水平、我们的维护活动的时间安排以及由此产生的数量可用性的影响。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并肩月份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。

政府监管

Sabine Pass液化天然气接收站和Creole Trail管道受到联邦、州和地方法规、规则、条例和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行磋商，并获得并保持适用的许可和其他授权。如进一步描述的与法规相关的风险在项目1a内。风险因素，这些严格的监管要求被内置在建设和运营成本中，不遵守这些法律可能会导致大量处罚和/或失去必要的授权。

联邦能源监管委员会

Sabine Pass液化天然气接收站的设计、建造、运营、维护和扩建，以及通过克里奥尔小道管道在州际商业中运输天然气，都是受到严格监管的活动，受FERC根据NGA的管辖。根据NGA，FERC的管辖范围一般延伸至州际商业中的天然气运输、州际商业中的天然气销售转售、从事此类运输或销售的天然气公司以及液化天然气终端和州际天然气管道的建设、运营、维护和扩建。

FERC监管州际天然气管道及其提供的服务的权力一般包括监管：

•天然气运输、储存及相关服务的费率和收费、条款和条件；

•新建设施的认证和建设及现有设施的改造；

•服务和设施的延伸和放弃；

•会计和财务报告管理条例，包括账目和记录的维护；

•设施的购置和废弃；和

•各种其他事项。

根据NGA，州际管道不得在费率或服务条款和条件方面对任何托运人（包括公司自己的关联公司）进行不适当的歧视或给予不适当的优惠。这些费率、条款和条件必须公开，并在FERC备案。与管道监管相反，FERC不要求NGA Section 3 LNG接收站业主以基于成本或监管费率提供开放接入服务。尽管编纂FERC在这一领域政策的条款已于2015年1月1日到期，但我们没有看到任何迹象表明FERC打算改变其在这一领域的政策。2022年2月18日，FERC更新了1999年关于新的州际天然气设施认证和FERC决策过程框架的政策声明。2022年3月24日，FERC撤销了政策声明，并将其作为草案重新发布。2025年9月12日，联邦储备委员会发布命令，终止考虑更新1999年政策声明的程序。

根据FERC授予的一揽子营销证书，我们被允许在州际商业中进行天然气销售转售。我们的天然气销售将受到管道运输的可用性、条款和成本的影响。

为了选址、建设和运营Sabine Pass LNG接收站，我们收到并被要求保持FERC根据NGA第3节的授权以及其他重要的政府和监管批准和许可。2005年《能源政策法案》（the“EPAAct”）修订了NGA的第3条，以确立或明确FERC批准或拒绝LNG接收站选址、建设、扩建或运营申请的专属权力，除非EPAct中另有具体规定，对NGA的修订。例如，NGA的EPAct修正案中没有任何内容旨在影响与任何其他联邦机构与液化天然气终端相关的权力或责任或根据联邦法律行事的州的权力或责任相关的其他适用法律。

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。

FERC的行为标准适用于与从事天然气营销职能的关联公司进行传输交易的州际管道。FERC行为标准的一般原则是：（1）不歧视，这要求传输提供商在不过度歧视的基础上对待所有传输客户，包括关联和非关联客户，不对任何人作出或给予任何不当的优惠或好处，或使任何人遭受任何不当的偏见或不利；（2）独立运作，这要求传输功能员工独立于营销功能员工行使职能；（3）无管道规则，禁止将传输功能信息传递给营销功能员工；（4）透明度，对因非公开传输功能信息披露不当而产生的不当偏好进行了发贴要求检测。我们制定了所需的政策、程序和培训，以符合FERC的行为标准。

我们所有的FERC建设、运营、报告、会计和其他受监管的活动都接受FERC的审计，FERC可能会进行例行或特别检查，并发出旨在确保遵守FERC规则、法规、政策和程序的数据请求。FERC在NGA下的管辖权允许对任何违反NGA及其下的FERC任何规则、条例或命令的行为施加民事和刑事处罚，每次违规每天最高可达约160万美元，包括任何违反NGA禁止市场操纵的行为。

在Sabine Pass液化天然气接收站和Creole Trail管道的整个生命周期内，还需要其他几项政府和监管部门的批准和许可。此外，我们的FERC订单要求我们遵守某些持续的条件和报告义务，并在Sabine Pass液化天然气接收站和Creole Trail管道的整个生命周期内保持其他监管机构的批准。例如，在Sabine Pass LNG接收站和Creole Trail管道的整个生命周期中，我们都要遵守定期向FERC报告的要求，FERC是交通部的（“DOT”）管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）以及有关我们设施的运营和维护的适用的联邦和州监管机构。迄今为止，我们能够根据需要获得并维持所需的批准，这些批准和报告义务的需要并未对我们的建设或运营产生重大影响。

美国能源部出口许可证

DOE已授权从Sabine Pass LNG接收站通过船只出口国产LNG，详见Sabine Pass LNG接收站。尽管预计不会发生，但根据我们的SPA，失去出口授权可能是不可抗力事件。

根据NGA第3条，允许天然气贸易国民待遇的向FTA国家出口天然气（包括LNG）的申请“被视为符合公共利益”，应由DOE批准，不得“修改或延迟”。目前被DOE承认出口液化天然气的FTA国家包括澳大利亚、巴林、加拿大、智利、哥伦比亚、多米尼加共和国、萨尔瓦多、危地马拉、洪都拉斯、约旦、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿马、秘鲁、大韩民国和新加坡。与以色列和哥斯达黎加的自由贸易协定不要求天然气贸易的国民待遇。作为审查向非自由贸易协定国家出口液化天然气申请的一部分，美国能源部在联邦公报上发布了一份申请通知，据此，公众和其他干预者有机会发表评论，并可能声称这种授权将不符合公共利益。SPL扩建项目目前正在等待与DOE的非FTA出口批准，尽管此类批准首先取决于收到FERC的监管许可批准，以响应我们的正式申请。2025年6月，我们的某些子公司更新了SPL扩建项目向DOE申请授权向FTA国家和非FTA国家出口LNG的申请。2025年11月收到向FTA国家出口LNG的更新授权。见Sabine Pass液化天然气接收站用于FERC和DOE对我们现有液化项目的批准数量。

管道和危险材料安全管理局

Sabine Pass液化天然气接收站以及Creole Trail管道受PHMSA监管。PHMSA获得适用的管道安全法律授权，可为某些管道和液化天然气设施制定最低安全标准。PHMSA制定的监管标准适用于影响州际或外国商业的天然气和危险液体管道设施以及液化天然气设施的设计、安装、测试、建造、运营、维护和管理。PHMSA还制定了培训、工人资格和报告要求。

PHMSA对管道和液化天然气设施进行检查，并有权采取执法行动，包括对每次违规行为下达每天高达约273,000美元的民事处罚，对任何相关系列违规行为的最高行政民事处罚约为270万美元。

其他政府许可、批准和授权

Sabine Pass液化天然气接收站的建设和运营需要多个联邦和州机构颁发额外的许可、命令、批准和咨询，包括DOT、美国陆军工程兵团（“USACE”）、美国商务部、美国国家海洋渔业局、美国内政部、美国鱼类和野生动物管理局、美国环境保护署（the“环保署”）、美国国土安全部和路易斯安那州环境质量部（the“LDEQ”).

USACE根据《清洁水法》（“CWA”）（第404条）和《河流和港湾法》（第10条）。美国环保署执行《清洁空气法》（“CAA”），并已授权LDEQ颁发Title V经营许可证和防止显著恶化许可证。这两个许可证是由LDEQ为Sabine Pass LNG接收站和CTPL颁发的。

商品期货交易佣金（“CFTC”）

多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案（the《多德-弗兰克法案》）修订了《商品交易法》，对场外衍生品市场和参与这些市场的实体，例如美国，进行了联邦监管。CFTC根据《多德-弗兰克法案》颁布了多项法规。

根据《多德-弗兰克法案》的要求，CFTC和联邦银行监管机构还通过了规则，要求掉期交易商（定义见《多德-弗兰克法案》），包括那些受监管的金融机构，向其金融最终用户、注册掉期交易商或主要掉期参与者的交易对手收取与未清算掉期相关的初始和/或变动保证金。这些规则不要求向符合强制清算要求的最终用户例外条件的非金融实体最终用户收取保证金，也不要求在某些情况下向非金融最终用户或某些其他交易对手收取保证金。就我们为对冲我们的商业风险而进行的掉期交易而言，我们有资格成为非金融实体最终用户。

根据《多德-弗兰克法案》，CFTC通过了额外的反操纵和反颠覆性交易行为规定，除其他外，禁止在期货、期权、掉期和现货市场上实施操纵性、欺骗性或欺诈性计划或重大虚假陈述。此外，与《多德-弗兰克法案》不同，我们对商品的期货和期权的使用受《商品交易法》和CFTC法规的约束，以及执行任何这些工具所依据的期货交易所的规则。如果我们违反这些法律法规中的任何一项，我们可能会受到CFTC或交易所执法行动和重大处罚，可能会导致我们可以收取的费率发生变化。

环境监管

Sabine Pass液化天然气接收站受有关环境和自然资源保护的各种联邦、州和地方法律法规的约束。这些环境法律法规可能会影响运营的成本和产出，并可能对不遵守规定的行为施加重大处罚，并对污染承担重大责任，如风险因素中进一步描述的那样现有和未来的安全、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成本或建设成本和限制在与法规相关的风险在项目1a内。风险因素。其中许多法律法规，例如下文所述的法律法规，限制或禁止对环境的影响或可释放到环境中的物质的种类、数量和浓度，并可能导致巨额行政、民事和刑事罚款以及对不遵守规定的处罚。

清洁空气法

Sabine Pass液化天然气接收站受联邦CAA和类似的州和地方法律的约束。我们可能被要求在未来几年内为与维护或获得解决空气排放相关问题的许可和批准相关的空气污染控制设备产生一定的资本支出。然而，我们认为任何此类要求不会对我们的运营或在Sabine Pass液化天然气接收站的任何扩建项目（包括SPL扩建项目）的建设产生重大不利影响。

2022年2月28日，环保局在国家有害空气污染物排放标准（“NESHAP”）位于空气有害污染物主要来源的固定式燃机子部YYYY（“HAP”）排放。要求在2003年1月14日之后安装的HAP主要来源的稀薄再混合燃气涡轮机和扩散火焰燃气涡轮机的所有者和运营商在2022年3月9日之前遵守NESHAP子部分YYYY，并在2022年9月5日之前证明初步符合这些要求。我们认为，Sabine Pass LNG接收站的建设和运营不会受到此类监管行动的重大不利影响。

我们支持合理的法规随着时间的推移减少甲烷排放。自2009年以来，美国环保署颁布并最终确定了多种温室气体（“GHG”）与报告和减少我们设施的GHG排放量有关的排放法规。2023年12月2日，美国环保署发布减少甲烷和挥发性有机物的最终规则（“VOC”）石油和天然气部门新的、现有的和修改后的排放源的排放。这些规定要求对我们的压缩机站的甲烷和VOC排放进行监测。我们认为此类规定不会对我们的经营、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

国会不时会审议旨在减少GHG排放的拟议立法。2022年8月16日，拜登总统签署了H.R. 5376（P.L. 117-169）、2022年通胀削减法案（“爱尔兰共和军”），其中包括对根据EPA温室气体排放报告计划第98部分规定报告其GHG排放量的设施的甲烷排放量超过一定甲烷强度阈值的废物排放费。The One大美法案（“OBBBA”), 美国总统特朗普于2025年7月4日签署的协议，将征收甲烷排放费用的时间推迟到2034年日历年。我们认为甲烷收费不会对我们的经营、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

这些规则和拜登政府其他举措的时间、范围和影响仍不确定，因为特朗普政府已采取措施推迟实施这些规则，并对其进行审查、废除和可能取而代之。

海岸区管理法（“CZMA”)

海岸带内的Sabine Pass LNG接收站选址和建设以CZMA的要求为准。CZMA由各州管理（在路易斯安那州，由路易斯安那州保护和能源部管理）。实施这一方案是为了确保对沿海地区的影响与CZMA管理沿海地区的意图相一致。

清洁水法

Sabine Pass液化天然气接收站受联邦CWA和类似的州和地方法律的约束。CWA对向美国通航水域排放污染物实施严格控制，包括向美国水域排放废水和雨水径流以及填充/排放污染物必须在向州和联邦水域排放污染物之前获得美国的许可。CWA由EPA、USACE和各州（在路易斯安那州，由LDEQ）管理。CWA监管计划，包括各州执行的第404条疏浚和填埋许可计划和第401条水质认证计划，经常成为机构解释变化和法律挑战的主题，有时可能导致许可延迟。

资源保护和恢复法（“RCRA”)

联邦RCRA和类似的州法规管理固体和危险废物的产生、处理和处置，并要求对排放到环境中的行为采取纠正措施。当与我们的设施运营相关的此类废物产生时，我们将受到影响此类废物的处理、运输、处理、储存和处置的监管要求的约束。

保护物种、生境和湿地

各种联邦和州法规，例如《濒危物种法》、《候鸟条约法》、《CWA》和《油污法》，禁止可能对濒危或受威胁的动物、鱼类和植物物种和/或其指定的栖息地、湿地或其他自然资源产生不利影响的某些活动。如果Sabine Pass LNG接收站或Creole Trail管道对受保护物种或其栖息地产生不利影响，我们可能会被要求制定并遵循一项计划来修复这些影响。在这种情况下，选址、建设或运营可能会被延迟或限制，并导致我们产生增加的成本。

目前无法预测未来的法规或立法将如何解决物种、栖息地和湿地的保护问题并影响我们的业务。然而，我们认为此类监管行动不会对我们的运营或Sabine Pass液化天然气接收站的建设产生重大不利影响。

市场因素与竞争

市场因素

我们是否有能力订立额外的长期SPA，以支持额外列车的发展或开发新项目，取决于市场因素。这些因素包括全球范围内天然气、液化天然气和替代产品的供需变化，北美和国际市场上天然气、原油和替代产品的相对价格，欧盟和其他地区能源安全需求的程度，燃料从煤炭、核能或石油转向天然气的速度以及全球经济增长和任何从化石-

基于能源生产和消费系统的替代能源。此外，我们获得额外资金以执行业务战略的能力取决于投资界对液化天然气和天然气基础设施的投资兴趣以及我们进入资本市场的能力。

我们预计，随着各国寻求替代石油和煤炭的更丰富、更可靠、更环保的燃料替代品，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。全球市场参与者已经表现出对环境目标的承诺，这与我们认为对液化天然气需求和基础设施增长具有建设性的许多政策举措是一致的。最近已投入大量资金，并继续在欧洲和亚洲各地投资于天然气项目。仅在欧洲，自2022年以来就增加了超过50公吨的再气化能力，并计划在未来几年内增加更多，以确保获得液化天然气并取代俄罗斯的天然气进口。在印度，过去几年已有超过8000公里的管道开始调试，还有超过9000公里的天然气管道正在建设中，以扩大天然气分配网络，增加获得天然气的机会。而在中国，数千亿美元已经并预计将在整个天然气价值链上进一步投资，以实现增长并减少有害排放。此外，由于上游资源枯竭，美国以外的一些现有综合液化设施一直在经历与原料气减少相关的问题。这些工厂的全球供应贡献一直在减少，预计液化天然气供应增长将有助于支撑这些短缺。

由于这些动态，我们预计天然气和液化天然气将继续在未来满足能源需求方面发挥重要作用。在2025年第三季度发布的预测中，Wood Mackenzie Limited（“WoodMac”）预测，全球液化天然气需求将增长约64%，从2024年的约410公吨或19.7 TCF，到2040年增至671公吨或32.2 TCF，到2050年增长约67%至685公吨或32.9 TCF。WoodMac还预测，现有运营设施和已经在建的新设施的液化天然气产量将能够在2040年向市场供应约568公吨/年，到2050年将下降至约472公吨/年。这可能会导致市场需要在2040年之前建设额外的约104公吨的液化天然气产量，到2050年则需要建设约212公吨的产量。作为一种更清洁的可调度发电燃料，我们预计天然气和液化天然气将在平衡电网和促进全球低碳能源系统方面发挥核心作用。我们认为，我们液化项目未承诺产能的资本和运营成本，以及我们在Sabine Pass的拟议扩建与全球新的拟议项目相比具有竞争力，我们有能力抓住这一增量市场需求的一部分。

如上文标题下所述一般，我们对油价走势和其他竞争性燃料的敞口有限，因为我们根据长期SPA和IPM协议承包了很大一部分液化天然气产能，这些协议的结构除了产生与Henry Hub或国际液化天然气定价挂钩的可变费用外，还产生固定费用。参考一般进一步讨论我们的长期协议。

竞争

尽管我们的SPA具有长期性，但当SPL需要更换或修改任何现有的SPA或进入新的SPA时，它们将主要根据当时液化天然气每合同量的价格以及商业创新、可靠生产和以客户为中心的运营等属性与世界各地的其他天然气液化项目进行竞争，以便为液化天然气买家提供灵活和量身定制的解决方案。我们将与世界各地的其他天然气液化项目展开竞争，包括我们的附属公司Corpus Christi Liquefaction，LLC（“CCL”），主要以价格为依据。与液化项目的任何增量相关的收入，包括提供给Cheniere Marketing的收入，也将受到基于市场的价格竞争的影响。参考项目1a。风险因素为进一步探讨与市场竞争相关的风险。

企业责任

如中所述市场因素与竞争，我们预计，随着各国寻求替代石油和煤炭的更丰富、更可靠、更环保的燃料替代品，全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。我们的愿景是向世界提供清洁、安全和负担得起的能源。这一愿景巩固了我们对应对世界共享能源挑战的关注——扩大全球清洁、安全和负担得起的能源供应、改善空气质量、减少排放并支持向低碳未来过渡。我们的企业责任方法以我们的气候和可持续性原则为指导：透明度、科学、供应链和卓越运营。2025年8月，Cheniere发表一起，我们交付，其第六次企业责任（“华润”）报告，其中详细介绍了Cheniere在环境、社会和治理方面的方法和进展（“ESG”）很重要。Cheniere的CR报告可在

www.cheniere.com/our-responsibility/reporting-center。Cheniere网站上的信息，包括CRR报告，并未通过引用方式并入本10-K表格年度报告。

Cheniere的气候战略是测量和减少排放，以便它可以更好地定位其液化天然气供应，以便在低碳未来保持竞争力，并为其全球客户提供能源、经济和环境安全。为了最大限度地发挥我们液化天然气的环境效益，我们认为，重要的是根据对我们液化天然气排放状况的准确和整体评估制定我们的气候目标和战略，并考虑到供应链中的所有步骤。2024年，Cheniere在其液化设施中宣布了一项自愿的、以测量为依据的范围1年度甲烷排放强度目标。范围1甲烷目标建立在Cheniere强有力的气候战略的基础上，并利用其多尺度量化、监测、报告和核查的数据（“QMRV”）排放测量方案。Cheniere在其最新的CR报告中报告称，获得第三方有限保证的2024年甲烷排放强度低于其液化场地的甲烷目标0.03%。

作为其战略的一个关键方面，Cheniere与天然气中游公司、技术提供商和领先的学术机构就生命周期评估（“LCA”）车型、GHG排放QMRV等研发项目。Cheniere还共同创立并赞助了能源排放建模和数据实验室（“EEMDL”），这是一项由德克萨斯大学奥斯汀分校与科罗拉多州立大学和科罗拉多矿业学院合作领导的多学科研究和教育计划。此外，Cheniere开始提供货物排放标签（“CE标签”）于2022年6月向其长期客户，并于2022年10月加入油气甲烷伙伴关系（“OGMP”）2.0，联合国环境规划署的（“环境署”）旗舰石油和天然气甲烷排放报告和缓解倡议。由于上述Cheniere的努力，2025年，Cheniere在OGMP 2.0计划下的甲烷排放综合测量和报告方面实现了环境署的OGMP 2.0 Gold Standard报告，并获得了日本金属和能源安全组织领导的液化天然气排放减少到净零的联盟的认可。为确保透明度和严谨性，Cheniere与学术界和科学家合作，在多个同行评审期刊上发表方法和结果。

我们与气候倡议相关的总增量支出，包括资本支出，并不重要截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的合并财务报表。然而，随着各国政府考虑并实施减少GHG排放的行动以及向低碳经济过渡的不断演变，如市场因素与竞争，我们预计我们未来气候和可持续性倡议的范围和程度将相应演变。虽然我们没有发生与气候变化相关的重大直接支出，但我们积极主动地管理气候风险和机遇，包括遵守现有和未来的政府法规。除了转型风险外，我们还面临与气候变化的物理影响相关的某些业务和运营风险，例如暴露于恶劣天气事件或天气模式的变化。请看项目1a。风险因素供进一步讨论。

子公司

我们几乎所有的资产都由我们的子公司持有。我们通过这些子公司开展大部分业务，包括开发、建设、维护和运营我们的液化天然气接收站业务。

员工

我们没有员工。我们依靠我们的普通合伙人来管理Sabine Pass液化天然气接收站的开发、建设、运营、维护和管理的所有方面，并开展我们的业务。因为我们的普通合伙人没有员工，所以它依赖Cheniere的子公司，通过我们的子公司与他们签订的服务协议，提供必要的人员，使其能够履行对我们和我们的子公司的管理义务。见附注13 —关联交易我们的合并财务报表附注，以讨论与Cheniere子公司的服务协议。截至2025年12月31日，Cheniere及其子公司拥有1,717名全职员工，其中包括508名直接支持Sabine Pass LNG接收站运营的员工。

可用信息

我们的主要行政办公室位于845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002，我们的电话号码是（713）375-5000。我们的互联网地址是www.cheniere.com。我们提供公众查阅我们的10-K表格的年度报告、10-Q表格的季度报告、8-K表格的当前报告以及这些报告的修订

根据经修订的《1934年证券交易法》（the Securities Exchange Act of 1934），我们以电子方式向SEC提交这些材料或向SEC提供这些材料后，这是切实可行的“交易法”).这些报告可通过我们的互联网网站免费查阅。我们使我们的网站内容仅供参考之用。该网站不应被用于投资目的，也不会通过引用并入本10-K表格。

我们还将免费向任何单位持有人提供我们向SEC提交的10-K表格年度报告的副本。如需副本或任何其他文件，请联系：投资者关系部，地址为845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002，或致电（713）375-5000。SEC维护着一个互联网网站（www.sec.gov），其中包含有关发行人的报告和其他信息。

项目1a。风险因素

有限合伙人利益本质上不同于公司的股本，尽管我们面临的许多业务风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。以下是在投资我们时应考虑的一些重要因素，因为这些风险因素可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流产生不利影响或产生其他不利影响，并可能导致实际结果与我们前瞻性陈述中包含的估计或预期存在重大差异。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。

风险因素汇总

下文概述的每一个风险因素都在本摘要之后进行了更全面的讨论：

与我们的财务事项有关的风险

我们的经营业绩、现金流和/或流动性可能受到以下因素的不利影响：

•无法获得资本以补充我们可用的现金资源和现有的循环信贷额度

•任何重要客户未能根据其与我们的长期合同履行

•对我们和我们的子公司进行分配的限制

•关于我们和我们的子公司的债务参与某些有益交易的协议中的限制

•使用衍生工具，包括我们的IPM协议

与我们的运营和行业相关的风险

我们的Sabine Pass液化天然气接收站的运营、开发和/或建造额外的列车以及生产的液化天然气的商业化可能受到以下因素的不利影响：

•灾难性天气事件或其他灾害

•中断向我们的管道和设施提供天然气的第三方供应

•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

•重大施工和作业隐患及未投保风险

•对我们的EPC合作伙伴和其他承包商的依赖

•成本超支和施工延误，以及难以获得足够的融资来支付此类费用和延误

•我们获得额外资金的能力

•美国贸易政策变化

•LNG和天然气需求和价格的周期性或其他变化

•出口LNG未能成为国际市场长期竞争能源

•基于LNG国际市场价格的竞争

•涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或与我们有业务往来的第三方的网络攻击，或对我们关键供应商的攻击

•在我们的设施中爆发传染病，例如新冠肺炎

与法规相关的风险

以下监管事项可能对我们的业务、经营业绩、现金流和/或流动性产生不利影响：

•未能获得和维持政府和监管机构的批准和许可

•遵守FERC法规

•现有和未来的安全、环境和类似法律和政府法规

•管道安全和合规计划和维修

与我们与普通合伙人的关系相关的风险

我们与普通合伙人的关系可能会对我们的业务产生不利影响：

•关键人员对Cheniere的依赖，以及无法获得技术工人或未能吸引和留住合格人员，包括我们的普通合伙人执行官的变动

•我们的普通合伙人及其关联公司的利益冲突和有限的受托责任

•我们的普通合伙人对我们的单位持有人的受托责任的限制

•我们的普通合伙人的任何变更或我们合伙企业的董事会或高级管理人员的更替

与对美国和我们共同单位的投资相关的风险

对我们和我们共同单位的投资可能受到以下因素的不利影响：

•单位持有人的有限投票权

•我们的合伙协议中可能阻止控制权变更的某些条款

•单位持有人在某些情况下可能没有有限责任

•偿还错误作出的分配的责任

•我们的普通合伙人的关联公司或黑石公司（“Blackstone”）或Brookfield Asset Management Inc.（“Brookfield”）的关联公司出售有限合伙人单位

与税务事项有关的风险

以下税务事项可能对我们的业务或我们可供分配的现金和/或我们的单位持有人产生不利影响：

•作为公司而不是出于联邦所得税目的的合伙企业的税务处理，或为州目的而受到实体层面的重大额外税收

•我们共同单位转让人和受让人之间的项目比例分配

•我们所采取的联邦所得税立场的成功IRS竞赛

•美国国税局对我们所得税申报表的审计调整

•对单位持有人在我国应纳税所得额中所占份额征税

•处置我们共同单位的税收收益或损失

•属于免税实体的单位持有人的独特税务问题

•对美国税收的主观性和非美国单位持有人的预扣税

•单位持有人对州和地方税收和申报要求的主观性

•IRS挑战我们在确定单位持有人的收入、收益、损失和扣除分配方面的估值方法

•税收法律法规的新增或变更或影响纳税义务的变量

与我们的财务事项有关的风险

无法获得资本来补充我们可用的现金资源和现有的循环信贷额度可能会导致我们的流动性不足，并可能对我们产生重大不利影响。

截至2025年12月31日，我们在综合基础上拥有1.82亿美元的现金和现金等价物，1900万美元的限制性现金和现金等价物，我们信贷额度下的可用承诺总额为18亿美元，未偿债务总额为146亿美元（未摊销贴现和债务发行成本前）。SPL和CQP以独立的资本结构运营，详见附注10 —债务我们的合并财务报表附注。我们产生并将产生与Sabine Pass LNG接收站资产融资相关的重大利息费用，我们预计，如果FID为正，我们将利用当前承诺的设施和/或产生额外债务来为SPL扩建项目的建设提供资金。我们为资本支出提供资金和为债务再融资的能力可能取决于我们获得额外项目融资以及债务和股权资本市场的能力。我们无法控制的各种因素可能会影响资本的可用性或成本，包括国内或国际经济状况、关键基准利率和/或信用利差的上升、新的或经修订的银行或资本市场法律或法规的采用、贷款机构关于与化石燃料相关的融资业务的不断演变的政策以及市场风险和资本和金融市场波动的重新定价。我们的融资成本可能会增加，或者我们可能无法获得未来的借款或股票发行或不成功，这可能导致我们无法支付或再融资我们的债务或为我们的其他流动性需求提供资金。我们还可能依赖我们的信贷额度下的借款来为我们的资本支出提供资金。如果支持这些融资的银团中的任何贷方无法履行其承诺，我们可能需要寻找替代贷方或寻求替代融资，这些融资可能无法根据需要提供，或者可能以更有限的金额或以更昂贵或其他不利的条件提供。

我们产生现金的能力在很大程度上取决于客户根据我们订立的长期合同的履行情况，如果任何重要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。

我们未来的业绩和流动性在很大程度上取决于客户根据长期合同支付款项的表现。截至2025年12月31日，我们与大约十个不同的第三方客户有SPA，共同控制下的客户被视为单一客户，据此，与外部客户的合同产生的收入超过总收入10%的五个客户单独占截至2025年12月31日止年度与外部客户产生的合同产生的收入总额的76%。

虽然我们几乎所有的长期第三方客户安排都是与一家信誉良好的公司执行或由母公司担保或其他形式的抵押品担保，但如果发生客户违约需要我们寻求追索，我们仍然面临信用风险。

此外，我们的长期SPA授权客户在发生某些事件时终止其合同义务，这些事件包括但不限于：（1）如果我们未能提供指定的预定货物数量；（2）商业运营开始的延迟；以及（3）根据我们的大多数SPA，在发生某些不可抗力事件时。

尽管我们没有重大客户违约或终止事件的历史，但此类事件的发生在很大程度上超出了我们的控制范围，并可能使我们面临无法挽回的损失。我们可能无法以理想的条款取代这些客户安排，或者根本无法取代，如果它们被终止。因此，我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景可能受到重大不利影响。

根据我们和我们的子公司的债务条款，我们和我们的子公司可能会受到限制，在某些情况下不得进行分配，这可能会对我们的流动性产生重大不利影响。

管理我们和我们的子公司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我们的子公司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，已为使用现金或信用证还本付息建立了适当的准备金，并且满足了1.25：1.00的历史和预计还本付息覆盖率。

由于上述限制，我们或我们的子公司无法支付分配可能会对我们的流动性产生重大不利影响。

管理我们和我们子公司债务的协议中的限制可能会阻止我们和我们的子公司从事某些有益的交易，这可能会对我们产生重大不利影响。

除了对美国和SPL进行分配或产生额外债务的能力的限制外，正如前面的风险因素中进一步描述的那样，监管SPL债务的协议还包含可能阻止其从事有益交易的各种其他契约，包括对其以下能力的限制：

•进行某些投资；

•购买、赎回或退还股权；

•发行优先股；

•出售或转让资产；

•产生留置权；

•与关联公司进行交易；

•合并、合并、出售或租赁其全部或几乎全部资产；和

•订立售后回租交易。

对从事有益交易的能力的任何限制都可能对我们产生重大不利影响。

我们使用衍生工具，包括我们的IPM协议来管理风险，可能会对我们根据GAAP报告的收益和我们的流动性产生重大的不利或其他波动影响。

我们使用衍生工具来管理某些风险，包括与商品相关的价格风险。我们在任何特定时间的衍生品头寸规模取决于我们对这些商品的风险和相关敞口的评估。我们目前以公允价值对我们的衍生工具进行会计处理，并立即在收益中确认公允价值的变化，除非它们满足适用权责发生制会计法的正常采购和正常销售例外的标准，并且我们选择，如附注3 —重要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。此类估值主要根据估计的远期商品价格进行估值，更容易受到波动的影响，尤其是在市场波动的情况下，这可能会对我们根据公认会计原则报告的收益产生重大的不利或其他波动影响。例如，如在经营成果在第7项中。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析，我们截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的净收入包括7.32亿美元和3.88亿美元的收益，分别来自我们衍生品的公允价值变化，基本上所有这些都与与国际液化天然气价格挂钩的商品衍生工具有关，主要是我们的IPM协议。

这些交易和其他衍生交易已经并可能继续导致根据公认会计原则报告的经营业绩出现大幅波动，特别是在商品、货币或金融市场存在重大波动的时期。对于其中的某些工具，在没有主动报价的市场价格和外部来源的定价信息的情况下，这些金融工具的价值涉及管理层的判断或估计的使用。基础假设的变化或替代估值方法的使用可能会影响这些合同报告的公允价值。

此外，我们的流动性可能会受到各自商品交易所或场外交易安排的现金保证金要求的不利影响。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们与交易对手的抵押品分别为1100万美元和1300万美元，计入其他流动资产，净额在我们的合并资产负债表中。

与我们的运营和行业相关的风险

灾难性天气事件或其他灾害可能导致我们的运营中断、我们的液化项目建设延迟、我们的液化项目受损和保险费用增加，所有这些都可能对我们产生不利影响。

大型飓风和冬季风暴等天气事件已导致我们设施的施工或运营中断或暂时停止，或对我们的设施造成轻微损坏。2020年8月，SPL与一家关联公司达成一项安排，在有限的情况下，如果运营条件影响到Sabine Pass液化天然气接收站或另一家关联公司接收站的运营，SPL有能力潜在地履行对另一家关联公司设施的液化天然气买家的承诺。在截至2021年12月31日的年度内，根据本协议在附属设施装载了8个TBTU。我们与天气事件或其他灾害相关的损失风险受到我们SPA中的合同条款的限制，这些条款可以在某些情况下提供运营事件的救济，并通过我们维持的保险部分减轻。与上述天气事件相关的直接和间接损失总额（扣除保险补偿）历来对我们的合并财务报表并不重要，我们相信我们的保险范围保持不变、我们的SPA中存在某些保护性条款以及其他风险管理策略减轻了我们面临的重大损失风险。然而，未来的不利天气事件和连带影响，或其他灾害，如爆炸、火灾、洪水或严重干旱，可能会导致我们的终端或相关基础设施的运营受损或中断，或我们的电力供应中断，这可能会影响我们的经营业绩，增加保险费或已支付的免赔额，并延迟或增加与液化项目或我们的其他设施的建设和开发相关的成本。我们的LNG接收站基础设施和LNG设施是根据《联邦法规第193部分第49条》的要求设计的，液化天然气设施：联邦安全标准，以及所有适用的行业规范和标准。

中断向我们的管道和设施供应天然气的第三方可能对我们的业务、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。

我们依赖第三方管道和其他设施，这些设施为我们的液化项目以及往返于克里奥尔小道管道提供天然气输送选择。如果由于维修、设施损坏、能力不足、未能以经济条款取代已签约的坚定管道运输能力或任何其他原因，任何管道连接将无法用于当前或未来的天然气量，我们接收天然气量以生产液化天然气或运输商继续从生产地区或终端市场向我们运送天然气的能力可能会受到不利影响。我们的第三方天然气供应的这种中断也可能是由前一风险因素中描述的天气事件或其他灾害造成的.虽然我们的SPA中的某些合同条款可以限制中断的潜在影响，并且我们因第三方天然气供应中断而蒙受的历史间接损失并不重大，但我们可能得不到保护的天然气供应的任何重大中断都可能导致我们在长期SPA或其他客户安排下的收入大幅减少，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。

根据与我们客户的SPA，我们被要求在特定时间向他们提供指定数量的液化天然气。向我们的液化项目供应天然气以及时和以足够的数量满足我们的液化天然气生产要求对我们的运营和履行我们的客户合同至关重要。然而，由于各种因素，我们可能无法购买或接收实际交付的天然气，包括我们的供应商未交付或交付不及时、区域盆地内的天然气储备枯竭以及管道运营中断，如前面的风险因素中所述.此外，从第三方收到的原料气质量的成分变化可能会影响运营效率和绩效，这可能会对我们的经营业绩产生影响。我们的风险在一定程度上因我们的天然气供应和运输跨供应商和管道以及跨盆地的区域多样化而得到缓解，此外，我们在供应商合同中有条款，为不履约提供了某些保护。此外，我们的SPA中的条款提供了针对不可抗力事件的一定保护。虽然从历史上看，我们的天然气供应没有出现对我们的运营造成重大不利影响的重大或长期中断，但由于天然气供应对我们的液化天然气生产至关重要，我们未能在我们可能得不到保护的情况下购买或接收足够数量的天然气实物交付可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们受到重大建设和运营危险以及未投保风险的影响，其中一项或多项可能会给我们造成重大责任和损失。

Sabine Pass液化天然气接收站的建设和运营以及Creole Trail管道的运营，现在和将来都将受到我们在整个风险因素中所讨论的与这些类型的运营相关的固有风险的影响，包括爆炸、设备故障或故障、船只或拖船操作员的操作错误、污染、有毒物质的释放、火灾、飓风和不利的天气条件以及其他危险，每一种情况都可能导致运营的开始或中断的重大延迟和/或我们的设施的损坏或破坏或人员和财产的损害。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。尽管自保风险导致的损失在历史上并不是重大的，但发生未得到充分投保或赔偿的重大事件可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们依赖于我们的EPC合作伙伴和其他承包商来成功完成任何潜在的扩建项目，包括SPL扩建项目。

按照商定的规范及时和具有成本效益地完成任何潜在的扩建项目，包括SPL扩建项目，是我们业务战略的核心，并且高度依赖于我们的EPC合作伙伴和任何其他承包商在其协议下的表现。我们的EPC合作伙伴和任何其他承包商根据其协议成功履约的能力取决于许多因素，包括他们有能力：

•设计和设计每列列车按照规范运行；

•聘请和留住第三方分包商并采购设备和用品；

•应对设备故障、交付延迟、进度变更、分包商不履约等困难，其中部分超出其控制范围；

•吸引、发展和留住包括工程师在内的技能人才；

•邮寄所需的建设保证金并遵守其条款；

•对施工过程进行一般管理，包括与其他承包商和监管机构进行协调；和

•保持自身的财务状况，包括充足的营运资金。

虽然有些协议可能会规定，如果承包商未能按照其某些义务所要求的方式履行义务，则违约赔偿金，但触发支付违约金要求的事件可能会延迟或损害任何潜在扩建项目的运营，包括SPL扩建项目，并且我们收到的任何违约金可能不足以支付我们因任何此类延迟或减值而遭受的损害。EPC合作伙伴和我们的其他承包商根据其协议支付违约金的义务经常受到责任上限的约束，如其中所述。

此外，我们可能与我们的承包商就施工过程的不同要素存在分歧，这可能导致根据他们的合同主张权利和补救措施，并增加任何潜在扩建项目的成本，包括SPL扩建项目，或导致承包商不愿意进行进一步的工作。如果任何承包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。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、流动性和前景产生重大不利影响。

我们的扩建项目（包括SPL扩建项目）建设的成本超支和延误，以及难以获得足够的融资来支付此类成本和延误，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。

我们对包括SPL扩建项目在内的任何潜在未来扩建LNG设施的投资决策依赖于最初通过前端工程和设计研究制定的成本估算。然而，由于液化天然气设施建设的规模和持续时间，由于多种因素，包括但不限于范围的变化以及我们的EPC合作伙伴和其他承包商根据其协议成功执行的能力，实际建设成本可能显着高于我们目前的估计。尽管我们的主要EPC合同历来是固定价格，但随着施工的进展，我们可能会决定或被迫向我们的承包商提交变更单，包括变更单，以遵守现有或未来的环境或其他法规。任何变更订单都可能导致更长的建设周期、更高的建设成本，包括商品价格上涨（尤其是镍和钢铁）和劳动力成本上升，或两者兼而有之。此外，我们的某些SPA规定，如果相关列车没有及时开始商业运营，客户可能会终止该SPA。因此，任何重大的建设延误，不管是什么原因，都可能对我们的业务、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。

液化项目成本的大幅增加或建设的重大延误可能会影响项目的商业可行性，并要求我们获得额外的融资来源，为我们的运营提供资金，直到适用的液化项目完全建设（这可能会导致进一步的延误），从而对我们的业务产生负面影响并限制我们的增长前景。虽然从历史上看，我们没有经历过对我们的运营产生重大不利影响的成本超支或施工延误，但未来导致此类事件的因素可能超出我们的控制范围，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、流动性和前景产生重大不利影响。

我们完成开发和/或建造额外列车的能力，包括SPL扩建项目，将取决于我们获得额外资金的能力。如果我们无法获得足够的资金，我们可能无法完全执行我们的增长战略。

我们沿着LNG价值链不断寻求液化扩张机会和其他项目。正如进一步描述的那样项目1.和2。商业及物业，我们目前正在开发SPL扩建项目。液化天然气设施的商业开发需要数年时间，除其他因素外，还需要大量资本投资，这取决于充足的资金和商业利益。

我们将需要大量额外资金，以便能够开始建设SPL扩建项目和任何额外的扩建项目，我们可能无法以产生积极经济效益的成本获得这些项目，或者根本无法获得这些项目。无法获得可接受的资金可能会导致SPL扩建项目或任何额外扩建项目的开发或建设延迟，这可能对我们的增长战略、财务状况、经营业绩、现金流和流动性产生重大不利影响。

美国贸易政策的变化可能对我们的业务、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。

美国最近颁布并提议颁布新的重大关税和贸易限制措施。此外，特朗普总统已指示各联邦机构进一步评估美国贸易政策的关键方面，并就美国贸易政策、条约和关税的潜在重大变化进行了持续的讨论和评论。例如，作为其对中国海事、物流和造船业的301条款调查的一部分（“301条款调查”）、美国贸易代表办公室（The“美国贸易代表办公室”）于2025年4月授权，除其他外，对美国液化天然气出口的海上运输服务实施限制。这些措施要求，从2029年4月开始，美国1%的液化天然气出口必须通过美国建造的船只出口，这一比例在2047年4月逐渐增加到15%，但有某些例外。在其最初的2025年4月通知中，USTR将可能暂停液化天然气出口许可证列为不遵守美国船只限制的补救措施；然而，USTR随后删除了暂停语言。2025年11月，白宫宣布，作为与中国更广泛的经贸关系协议的一部分，已同意推迟对中国的某些未决关税和贸易措施，包括根据301条款调查暂停对与中国有关联的船只实施收费一年。然而，美国建造的船只的时间表

美国迄今对液化天然气出口的要求没有修改。鉴于301条款调查措施的持续演变，限制措施对美国和液化天然气行业的潜在影响仍不确定。

美国与其他国家未来在贸易政策、贸易协定、贸易限制和关税等方面的关系继续存在重大不确定性。此类国家的液化天然气购买者不愿意或无法从美国进口液化天然气或由于对出口的美国液化天然气征收报复性关税而导致价格上涨的任何结果，都可能对我们的业务、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。

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液化天然气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。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：

•竞争日益激烈的北美液化天然气格局；

•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；

•气候条件，包括气候变化导致的气温波动，极端天气事件可能导致国际LNG供需平衡出现意想不到的扭曲；

•全球天然气需求减少、价格下降；

•北美天然气需求增加；

•全球范围内的天然气产量增加，无论是国内的还是可通过管道交付的，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，这可能会减少北美的天然气产量；

•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；

•替代能源的供应和价格变化可能会减少对天然气的需求；

•有关出口北美液化天然气、天然气或替代能源的监管、税收或其他政府政策的变化，这可能会减少对出口北美液化天然气和/或天然气的需求；

•客户地区的政治状况；

•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；

•与其他来源相比，北美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；以及

•引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。

影响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，这可能对我们的液化天然气业务和客户的业绩产生重大不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

出口液化天然气未能成为国际市场的长期竞争性能源可能会对我们的客户产生不利影响，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

液化项目的运营取决于我们的SPA客户从北美提供液化天然气供应的能力，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。我们的商业计划的成功部分取决于液化天然气能够在多大程度上，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。通过使用改进的勘探技术，可能会在北美以外地区发现更多的天然气来源，这可能会增加北美以外地区的可用天然气供应，并可能导致这些市场上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，或这些国家与美国的关系紧张，也可能阻碍这些国家的液化天然气购买者或供应商和商人从美国进口液化天然气的意愿或能力。此外，一些外国液化天然气购买者或供应商可能出于经济或其他原因，从非美国市场或从我们的竞争对手在美国的液化设施或从我们的竞争对手在美国的液化设施获得他们的液化天然气，或将他们的液化天然气引导到非美国市场。

如中所述市场因素与竞争项目1.和2。商业和地产，随着各国寻求石油和煤炭等化石燃料能源的更丰富、更可靠和更环保的燃料替代品，预计全球对天然气和液化天然气的需求将继续增加。然而，由于全球范围内从以化石为基础的能源生产和消费系统过渡到可再生能源，随着此类替代能源的出现，液化天然气可能会面临来自替代、更清洁能源的更激烈竞争。此外，液化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。在某些市场上，这些能源中的一些可能以低于液化项目液化天然气的成本获得。来自北美的液化天然气供应成本，包括液化项目，也可能受到北美天然气价格上涨的影响。

如中所述一般项目1.和2。商业和物业，截至2025年12月31日，我们通过我们的SPA和IPM协议签订了约85%的液化项目预计到2030年代中期的总产量。此外，Cheniere Marketing目前持有的一些SPA可能会在未来更新给我们。液化项目生产的未按长期合同签约的液化天然气可供Cheniere营销，即Cheniere的整合营销职能，根据现货销售或其他短期协议在全球市场销售。然而，由于上述因素和其他因素，我们生产的液化天然气可能不会在国际上继续成为具有长期竞争力的能源来源，特别是当我们现有的长期合同开始到期时。继续获得长期商业合同或从美国交付液化天然气的能力的任何重大障碍都可能对我们的客户以及我们的业务、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。

我们面临基于国际LNG市场价格的竞争。

我们的液化项目在我们需要更换任何现有SPA时面临LNG价格竞争的风险，无论是由于自然到期、违约或其他原因，还是进入新的SPA。与竞争有关的因素可能会阻止我们以与现有SPA具有经济可比性的条款订立新的或替代的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、流动性和前景产生重大不利影响。可能对我们液化项目的液化天然气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；

•液化天然气需求减少或液化天然气需求增加，但水平低于维持供应方面当前价格平衡所需的水平；

•向我国液化项目供应天然气原料的成本增加；

•我国液化项目供电成本增加；

•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；

•增加核电及相关设施的产能和利用率；和

•在目前无法获得这些能源的地点，通过管道天然气或替代燃料置换液化天然气。

涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或与我们有业务往来的第三方的网络攻击，包括供应我们液化项目的管道，或对我们关键供应商的攻击，可能会对我们的业务或运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，延迟财务或合规报告，并可能损害我们的声誉。

管道和液化天然气行业越来越依赖业务和运营控制技术来进行日常运营。我们依靠控制系统、技术和网络来运营我们的业务，并控制和管理我们的管道和液化业务。近年来，对企业的网络攻击有所升级，包括由于地缘政治紧张局势，使用互联网、云服务、移动通信系统和其他公共网络会使我们的业务以及与我们有业务往来的其他第三方的业务面临潜在的网络攻击，包括向我们的液化项目供应天然气的第三方管道。例如，2021年Colonial Pipeline遭遇勒索软件攻击，导致其管道系统完全关闭六天。如果供应我们液化项目的多条第三方管道同时遭受类似攻击，我们的液化项目可能无法获得足够的天然气以满负荷运行，或者根本无法。涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或与我们有业务往来的第三方管道的网络攻击，或对我们关键供应商的攻击，可能会对我们的业务或运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，延迟财务或合规报告，并可能损害我们的声誉。

在我们的设施中爆发传染病，例如新冠肺炎，可能会对我们的运营或业务产生不利影响。

我们在Sabine Pass液化天然气接收站的设施是关键的基础设施，通过我们实施工作场所控制和减少大流行风险措施，在新冠疫情大流行期间继续运作。虽然新冠疫情，包括随后变异，对我们正在进行的运营没有不利影响，未来变异和其他传染病的风险未知和未来在我们的一个或多个设施爆发更强的变异株或其他传染病可能会对我们的运营或业务产生不利影响。

与法规相关的风险

未能就我们的设施的设计、建设和运营、我们的管道的开发和运营以及液化天然气的出口获得并保持政府和监管机构的批准和许可可能会阻碍运营和建设，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

州际天然气管道、火车的设计、建造和运营，包括那些在液化项目、SPL扩建项目和其他设施，以及液化天然气的出口和天然气的购买和运输，都是受到高度监管的活动。FERC和DOE根据NGA第3节和第7节获得批准，以及其他几项重要的政府和监管批准和许可，包括CAA和CWA下的几项批准和许可，是建设和运营液化天然气设施和州际天然气管道以及出口液化天然气所必需的。

迄今为止，FERC已根据NGA第3节发布命令，授权我们的所有列车和液化项目的相关设施的选址、建造和运营，以及根据NGA第7节授权建造和运营Creole Trail管道的命令。2024年2月，我们的某些子公司根据NGA向FERC提交了申请，要求授权选址、建设和运营SPL扩建项目。2025年6月，我们的某些子公司向FERC提交了更新的申请，反映了SPL扩建项目的两阶段方法。迄今为止，美国能源部还根据NGA第3条发布命令，授权SPL出口国内生产的液化天然气，详见美国能源部出口许可证在我们的生意.我们目前有SPL扩展项目正在等待与DOE的非FTA出口批准，尽管批准首先取决于收到FERC的监管许可批准，以响应我们的正式申请。此外，我们根据NGA第7（c）节持有授予我们土地的证书

与我们在第三方拥有的土地上的管道情况有关的使用权。如果我们失去这些权利或被要求搬迁我们的管道，我们的业务可能会受到重大不利影响。

从FERC、DOE和其他联邦和州监管机构获得的授权包含我们必须遵守的持续条件。由于我们无法控制的因素（例如美国政府中断或关闭、政治反对或当地社区对我们业务的抵制）而可能产生的现有或新施加的批准、许可和备案，未能遵守或我们无法获得和维持，可能会阻碍我们基础设施的运营和建设。此外，这些政府许可、批准和授权中的某些正在或可能受到重新审理请求、上诉和其他质疑。无法保证我们将获得并维持这些政府许可、批准和授权，或我们将能够及时获得它们。任何障碍都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

我们的Creole Trail管道及其FERC天然气关税受FERC监管。如果我们不遵守这样的规定，我们可能会受到重大处罚和罚款。

我们的Creole Trail管道受FERC根据NGA和1978年天然气政策法案（the“NGPA”).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，我们的Creole Trail Pipeline收取的费率必须是公正合理的，并且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潜在的托运人。如果我们未能遵守所有适用的法规、规则、条例和命令，我们的Creole Trail Pipeline可能会受到重大处罚和罚款。

此外，作为天然气市场参与者，如果我们未能遵守所有适用的FERC管理的法规、规则、条例和命令，我们可能会受到重大处罚和罚款。FERC在NGA下的管辖权允许对任何违反NGA及其下的FERC任何规则、条例或命令的行为施加民事和刑事处罚，每项违规行为最高可达每天160万美元。

尽管FERC迄今尚未对我们处以罚款或处罚，但如果我们未能遵守此类规定，我们将面临巨额处罚和罚款。

现有和未来的安全、环境和类似法律和政府法规可能会导致合规成本增加或额外的运营成本或建设成本和限制。

我们的业务目前并将受到适用于我们的建设和运营活动的广泛的联邦、州和地方法律、规则和法规的约束，其中涉及空气质量、水质、废物管理、自然资源以及健康和安全。其中许多法律法规，例如CAA、油污法、CWA和RCRA，以及类似的州法律法规，限制或禁止与我们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的权限，以进行与我们的合规相关的检查和报告。此外，某些法律法规授权对我们的液化天然气接收站、海上泊位和管道的建设和运营具有管辖权的监管机构，包括FERC、PHMSA、EPA和美国海岸警卫队，发布监管执法行动，这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导致重大责任、合规令、罚款和处罚、难以从监管机构获得和维持许可或增加资本支出，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。联邦和州法律规定，将某些类型或数量的有害物质释放到环境中的责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。作为我们设施的所有者和经营者，我们可能对在我们设施或从我们设施释放到环境中的有害物质的清理费用以及由此对自然资源造成的损害承担责任。

美国环保署已经敲定或提出了多项影响我们资产和供应链的GHG法规。2023年12月2日，美国环保署发布了最终规则，以减少石油和天然气部门新的、现有的和修改后的排放源的甲烷和VOC排放。这些规定要求对我们的压缩机站的甲烷和VOC排放进行监测。此外，爱尔兰共和军还包括对超过某些排放阈值的甲烷排放收取费用，采用的是从2024日历年开始适用于我们设施的经验排放数据。美国总统特朗普于2025年7月4日签署的OBBBA，

将征收甲烷排放费用的时间推迟到2034年历年。此外，未来可能会考虑采取其他国际、联邦和州举措，通过条约承诺、直接监管、基于市场的监管，例如征收GHG排放税或限额与交易计划或清洁能源或基于性能的标准，来解决GHG排放问题。这些举措可能会影响我们在Sabine Pass LNG接收站消耗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。

地方、州、联邦或国际层面的修订、重新解释或补充指南、法律和法规，如果导致合规成本增加或额外的运营或建设成本和限制，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。目前无法预测未来的法规或立法可能会如何解决GHG排放问题并影响我们的业务。

2022年，美国环保署在NESHAP子部分YYYY中取消了对位于主要HAP排放源的固定式燃机的甲醛标准的中止。要求在2003年1月14日之后安装的HAP主要来源的稀薄再混合燃气涡轮机和扩散火焰燃气涡轮机的所有者和经营者自2022年起遵守NESHAP子部分YYYY。

未来的其他立法和法规，例如与向Sabine Pass LNG接收站进口或出口的液化天然气的运输和安全有关的立法和法规，或与目的地国根据《巴黎协定》或其他国家或国际气候变化相关政策承担的义务有关的气候政策，可能会对我们的业务和我们提议的建设活动造成额外的支出、限制和延误，其程度无法预测，并可能要求我们在某些情况下大幅限制、延迟或停止运营。

与环境和类似法律和政府法规相关的总支出，包括资本支出，对我们截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年的年度合并财务报表并不重要。修订、重新解释或增加导致合规、运营或建设成本或限制增加的法律法规可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

管道安全和合规计划和维修可能会给我们带来巨大的成本和责任。

PHMSA要求管道运营商制定管理计划，以安全运营和维护其管道，并全面评估管道沿线的某些区域，并在必要时采取额外措施，保护位于泄漏或破裂可能造成最大伤害的“高或中度后果区域”的管道段。作为运营商，我们被要求：

•对管道安全性和合规性进行持续评估；

•识别和描述可能影响高后果区域的对管道段的适用威胁；

•改进数据收集、整合和分析；

•必要时对管道进行维修和修复；以及

•实施预防和缓解行动。

我们被要求利用旨在维护管道完整性的管道完整性管理程序。任何修复、补救、预防或缓解行动都可能需要大量资本和运营支出。如果我们未能遵守适用的法规和管道安全办公室的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，对于某些违规行为，这些罚款总额可能高达270万美元。

与我们与普通合伙人的关系相关的风险

我们完全依赖拥有我们普通合伙人的Cheniere的关键人员，无法获得技术工人或Cheniere未能吸引和留住合格人员可能会对我们产生不利影响。此外，我们的普通合伙人执行官的变动可能会影响我们的业务结果。

截至2025年12月31日，Cheniere拥有1,717名全职员工，其中包括508名直接支持我们运营的员工。我们与Cheniere的子公司签约，提供建设、运营、

液化项目和克里奥尔小道管道的维护和管理，以及行政服务。我们依赖于Cheniere的招聘和留住人员，为上述服务提供足够的支持。Cheniere与美国和全球其他液化项目、其他能源公司和其他雇主竞争，以吸引和留住具备支持我们所需的技术技能和经验的合格人员，并为我们的客户提供最优质的服务。我们还与Cheniere正在运营或开发的任何其他项目进行竞争，包括，如在市场因素与竞争项目1.和2。Business Properties，the operation and construction of its liquidation projects near Corpus Christi，Texas，for the time and expertise of Cheniere’s personnel。此外，我们和Cheniere在我们的业务附近面临着对这些高技能员工的竞争，更普遍的是来自墨西哥湾沿岸碳氢化合物加工和建筑行业的竞争。

我们普通合伙人的执行官是Cheniere的高级职员和员工。我们没有为任何人员维持关键人员人寿保险保单，我们的普通合伙人也没有与关键人员签订任何雇佣合同或其他协议，约束他们为我们提供任何特定期限的服务。任何这些个人的服务的损失都可能对我们的业务产生重大不利影响。此外，我们未来的成功将部分取决于我们的普通合伙人的参与能力，以及Cheniere吸引和留住更多合格人员的能力。

技术工人的劳动力储备短缺、我们工地位置偏远、普遍的通胀压力、适用法律法规的变化或劳资纠纷可能会使Cheniere更难吸引和留住合格的人员，并可能需要增加Cheniere提供的工资和福利待遇。此外，Cheniere还受到液化天然气市场新进入者对技术工人的竞争加剧的影响。目前，我们向Cheniere支付的劳务费包括成本报销加上每列火车的固定月费（与通货膨胀挂钩），因此Cheniere成本的任何增加都会增加我们的运营成本，这可能会对我们的业务业绩产生重大不利影响。

我们的普通合伙人及其关联公司存在利益冲突和有限的受托责任，这可能允许他们倾向于自己的利益，从而损害我们和我们的单位持有人。

Cheniere拥有并控制我们的普通合伙人，该普通合伙人全权负责开展我们的业务和管理我们的运营。我们的一些普通合伙人的董事也是Cheniere的董事，我们的某些普通合伙人的高级管理人员是Cheniere的高级管理人员。因此，Cheniere及其关联公司，包括我们的普通合伙人，与我们和我们的单位持有人之间可能会产生利益冲突。在解决这些冲突时，我们的普通合伙人可能会倾向于其自身利益及其关联公司的利益，而不是我们和我们的单位持有人的利益。这些冲突除其他外，包括以下情况：

•我们的合作协议和任何其他协议都不要求Cheniere追求有利于我们的商业战略。Cheniere的董事和高级管理人员有受托责任做出有利于Cheniere所有者的决定，这可能有悖于我们的利益：

•我们的普通合伙人一方面控制着我们与Cheniere之间合同义务的解释和执行，另一方面，包括管理行政服务和收购的条款；

•我们的普通合伙人被允许在解决利益冲突时考虑到除我们之外的其他各方的利益，例如Cheniere及其关联公司，这具有限制其对我们和我们的单位持有人的受托责任的效果；

•我们的普通合伙人限制了其在合伙协议下的责任并减少了其受托责任，同时还限制了我们的单位持有人在没有这些限制的情况下可能构成违反受托责任的行为的可用补救措施；

•Cheniere与我们竞争的能力并不受限制。Cheniere不受限制与我们竞争，可以自由开发、运营和处置，目前正在开发LNG设施、管道和其他资产，没有任何义务向我们提供开发或收购这些资产的机会；

•我们的普通合伙人确定资产买卖、资本支出、借款、发行额外合伙证券的金额和时间，以及准备金金额的设立、增减，每一项都可能影响根据我们的合伙协议分配给我们单位持有人的现金金额；

•我们的普通合伙人决定任何资本支出的金额和时间，以及资本支出是维持性资本支出，减少了运营盈余，还是扩张性资本支出，这

不会减少营业盈余。这一确定可能会影响根据我们的合伙协议分配给我们的单位持有人的现金金额；

•我们的合伙协议并不限制我们的普通合伙人促使我们向其或其关联公司支付按对我们公平合理的条款提供的任何服务，或代表我们与任何这些实体订立额外的合同安排；

•我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任，并且在某些情况下，有权获得我们的赔偿；

•如果我们的普通合伙人及其关联公司拥有超过80%的普通单位，我们可以行使其有限的赎回和购买普通单位的权利；和

•我们的普通合伙人决定是否聘请单独的法律顾问、会计师或其他人为我们提供服务。

我们也有协议来补偿和偿还Cheniere关联公司的费用。所有这些协议一方面涉及我们与Cheniere及其其他关联公司之间的利益冲突。此外，Cheniere目前正通过CCL在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的一座天然气液化设施运营并进一步建设和开发扩建项目，而CCL已就销售该天然气液化设施的液化天然气与第三方达成SPA，并可能继续就该液化设施达成商业安排，否则可能已就我们未来的任何火车达成商业安排。

我们已经或将与Cheniere及其附属公司有许多合同和商业安排，包括未来的SPA、运输、互联互通、营销和天然气平衡安排，以及服务和其他现在无法预料的协议和安排。在与Cheniere及其关联公司签订额外合同可能是必要或可取的情况下，可能会涉及额外的利益冲突。

如果Cheniere倾向于其利益而不是我们的利益，我们可能会比如果Cheniere倾向于我们的利益，我们将拥有更少的可用现金来对我们的单位进行分配。

我们的合伙协议将我们的普通合伙人的受托责任限制在我们的单位持有人身上，并限制我们的单位持有人对我们的普通合伙人采取的行动可用的补救措施，否则这些行动可能构成违反受托责任。

我们的合伙协议包含一些条款，这些条款降低了我们的普通合伙人在其他情况下将被州受托责任法所持有的标准。例如，我们的合伙协议：

•允许我们的普通合伙人以个人身份做出多项决定，而不是以我们的普通合伙人身份。这使我们的普通合伙人有权只考虑其所希望的利益和因素，它没有义务或义务对我们、我们的关联公司或任何有限合伙人的任何利益或影响因素给予任何考虑。例子包括行使其有限认购权、行使其对其拥有的单位的转让或表决权、行使其登记权以及确定是否同意任何合并或合并合伙企业或修改合伙协议；

•规定我们的普通合伙人将不对我们或我们的单位持有人以其作为普通合伙人的身份所做的决定承担任何责任，只要它本着善意行事，这意味着它认为该决定符合我们合伙企业的最佳利益，包括在解决利益冲突方面；

•一般规定，未经我们的普通合伙人的董事会冲突委员会批准且不涉及单位持有人投票的关联交易和利益冲突解决方案的条款必须不低于通常提供给非关联第三方或从非关联第三方获得的条款，或对我们“公平合理”，并且在确定交易或解决方案是否“公平合理”时，我们的普通合伙人可能会考虑相关各方之间的整体关系，包括可能对我们特别有利或有利的其他交易；

•规定我们的普通合伙人、其关联公司及其高级职员和董事将不对我们或我们的有限合伙人的任何作为或不作为承担金钱损失的责任，除非有管辖权的法院作出最终且不可上诉的判决，确定我们的普通合伙人或那些其他人的行为是恶意的或从事欺诈、故意不当行为，或者在刑事事项的情况下，在明知此类行为是犯罪的情况下行事；和

•规定，在解决利益冲突时，将推定冲突委员会或普通合伙人在作出决定时本着善意行事，以及在由任何有限合伙人或我们或代表任何有限合伙人或我们提起的任何诉讼中，提起或起诉此类诉讼的人将有责任克服此类推定。

通过购买共同单位，单位持有人将受到我们合伙协议条款的约束，包括上述条款。

我们的普通合伙人的任何变动或我们合伙企业的董事会或高级管理人员的更换，可能会在未经我们的单位持有人同意的情况下发生，这可能会影响我们未来的运营，并对我们共同单位的交易价格产生不利影响。

我们的普通合伙人可能会在合并或出售其全部或几乎全部资产时将其普通合伙人权益转让给第三方，而无需我们的单位持有人同意。此外，我们的合伙协议并不限制我们普通合伙人的所有者将其各自在我们普通合伙人的全部或部分所有权权益转让给第三方的能力。然后，我们普通合伙人的新所有者将能够以自己的选择取代我们普通合伙人的董事会和高级职员，从而影响董事会和高级职员做出的决定。我们普通合伙人的任何变动或我们合伙企业的董事会或高级管理人员的更换都可能影响我们未来的运营，并对我们共同单位的交易价格产生不利影响。

与对美国和我们共同单位的投资相关的风险

我们共同单位的持有人拥有有限的投票权，无权选举我们的普通合伙人或其董事，这可能会降低我们共同单位的交易价格。

与一家公司的普通股持有者不同，我们的单位持有人对影响我们业务的事项只有有限的投票权，因此影响管理层有关我们业务的决策的能力有限。我们的单位持有人无权每年或以其他方式持续选举我们的普通合伙人或其董事会。我们普通合伙人的董事会完全由Cheniere的关联公司选出。其结果是，由于交易价格中没有或减少了控制权溢价，普通单位交易的价格可能会减少。

所有未偿还普通单位（包括我们的普通合伙人及其关联公司拥有的任何单位）的至少662/3%的持有人的投票，作为单一类别一起投票是需要罢免我们的普通合伙人的。Cheniere拥有我们未偿还的共同单位的48.6%，但根据合同，它被禁止对其持有的我们的单位进行投票，以支持罢免我们的普通合伙人。

此外，我们的合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定除我们的普通合伙人及其关联公司、他们的受让人和在我们的普通合伙人的董事会事先批准下获得此类单位的人之外，由拥有当时任何类别已发行单位的20%或更多的人持有的任何单位不能对任何事项进行投票。我们的合伙协议还包含限制单位持有人召集会议或获取有关我们运营信息的能力的条款，以及限制单位持有人影响管理方式或方向的能力的其他条款。

我们的合伙协议禁止单位持有人（我们的普通合伙人及其关联公司除外）在未经我们的普通合伙人批准的情况下收购我们15%或更多的有限合伙人单位，在三年内不得与我们进行业务合并，除非获得某些批准。这一规定可能会阻止我们的单位持有人可能青睐的控制权变更，这可能会对我们共同单位的价格产生负面影响。

我们的合伙协议有效地采用了特拉华州一般公司法第203条（“DGCL”).适用于我们的DGCL第203条禁止定义为拥有我们15%或以上未偿还有限合伙人单位的人（我们的普通合伙人及其关联公司除外）的利益单位持有人在该人成为利益单位持有人后的三年内与我们进行业务合并，除非获得某些批准。第203条将“企业合并”广义上定义为包括与感兴趣的单位持有人进行或由其引起的各种各样的交易，包括合并、资产出售以及感兴趣的单位持有人在与其他单位持有人不按比例的基础上获得利益的其他交易。我们合伙协议的这一条款可能对我们的普通合伙人事先未批准的交易产生反收购效果，包括阻止可能导致我们共同单位的市场价格溢价的收购企图。

如果法院认定单位持有人诉讼构成对我们业务的控制，我们的单位持有人可能不承担有限责任。

合伙企业的普通合伙人一般对合伙企业的义务承担无限责任，但合伙企业的合同义务明确作出而不向普通合伙人求助的除外。我们是根据特拉华州法律组建的，我们在其他州开展业务。作为根据特拉华州法律组建的合伙企业的有限合伙人，如果法院认定我们的单位持有人作为一个群体行使的解除或替换我们的普通合伙人、批准对我们的合伙协议的某些修订或根据我们的合伙协议采取其他行动的权利或行使的权利构成参与对我们业务的“控制”，我们的普通单位持有人可能会对我们的义务承担与普通合伙人相同程度的责任。此外，有限合伙人权益持有人对有限合伙义务的责任限制在许多法域尚未明确确立。

我们的单位持有人可能有责任偿还错误作出的分配。

在某些情况下，我们的单位持有人可能不得不偿还错误分配给他们的金额。根据特拉华州修订的《统一有限合伙法案》第17-607条，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们可能不会向我们的单位持有人进行分配。特拉华州法律规定，在不允许分配之日起的三年期间内，收到此类分配并在分配时知道其违反特拉华州法律的合伙人将就分配金额向合伙企业承担责任。为确定是否允许分配，不计算因其合伙人利益而对合伙人承担的负债和对合伙企业无追索权的负债。

我们的普通合伙人的关联公司或黑石公司（“黑石”）或Brookfield Asset Management Inc.（“布鲁克菲尔德”）的关联公司可能会出售有限合伙人单位，该出售可能会对我们普通单位的交易价格产生不利影响。

我们或我们的任何关联单位持有人或Blackstone或Brookfield的关联公司出售大量我们的共同单位，或认为可能发生此类出售，可能会对我们共同单位的价格产生重大不利影响，或可能削弱我们通过发行股本证券获得资本的能力。截至2025年12月31日，Cheniere拥有约2.399亿个我们的共同单位。我们还提交了一份登记声明，要求在2017年转售黑石及其关联公司拥有的202,450，687个普通单位。这些单位的任何销售都可能对我们普通单位的价格产生不利影响。

与税务事项有关的风险

我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税目的的合作伙伴的地位，以及我们不会受到个别州实质性的实体层面税收的影响。如果出于联邦所得税目的，我们被视为一家公司，或者如果我们为了州税目的而受到实体层面的重大额外税收，那么我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。

投资于我们共同单位的预期税后经济利益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。尽管根据特拉华州法律，我们是一家有限合伙企业，但出于联邦所得税目的，我们将被视为一家公司，除非我们满足“合格收入”要求。根据我们目前的运营情况，我们认为我们满足了合格收入要求。未能满足合格收入要求或现行法律发生变化可能会导致我们被视为联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为一个实体受到征税。

如果出于联邦所得税目的，我们被视为一家公司，我们将按照公司税率为我们的应税收入缴纳联邦所得税，并且可能会以不同的税率缴纳州和地方所得税。对我们单位持有人的分配一般会作为公司股息再次征税，不会有任何收入、收益、损失或扣除流向我们的单位持有人。因为作为一家公司，我们将被征收税款，因此可用于向我们的单位持有人分配的现金将大幅减少。因此，将我们视为一家公司将导致我们单位持有人的预期现金流和税后回报大幅减少，可能会导致我们共同单位的价值大幅降低。

在州一级，几个州一直在评估如何通过征收国家收入、特许经营和其他形式的税收，对合伙企业进行实体层面的征税。在我们经营所在的司法管辖区或我们可能将业务扩展到的司法管辖区对我们征收此类税款，可能会大大减少可用于分配给我们的单位持有人的现金，因此会对我们共同单位的投资价值产生负面影响。

我们的合伙协议规定，如果一项法律被颁布或现有法律被修改或解释，以使我们作为公司纳税或以其他方式使我们为联邦、州或地方所得税目的而在实体层面纳税，那么初始季度分配金额和目标分配金额可能会进行调整，以反映该法律对我们的影响。

我们每月根据我们共同单位在每月第一天的所有权，而不是根据特定共同单位转让的日期，在我们共同单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国国税局可能会挑战这种待遇，这可能会改变我们单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。

我们根据每月第一个工作日我们共同单位的所有权，而不是根据特定单位转让的日期，在我们共同单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。尽管最终的财政部条例允许公开交易的合伙企业使用类似的月度简化公约在转让人和受让人单位持有人之间分配税目，但这类税目必须按日按比例分配，这些条例并没有具体授权我们采用的按比例分配方法的所有方面。如果IRS成功挑战这种方法或颁布了新的财政部条例，我们可能会被要求改变我们的单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除项目的分配。

我们采取的联邦所得税立场的成功IRS竞赛可能会对我们共同单位的市场产生不利影响，任何竞赛的成本将由我们的单位持有人和我们的普通合伙人承担。

美国国税局可能会采取与我们采取的立场不同的立场，甚至是根据律师的建议采取的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们采取的部分或全部立场。法院可能不同意我们采取的部分或全部立场。与IRS的任何争议都可能对向我们的单位持有人报告的应税收入或损失以及他们需要缴纳的所得税产生不利影响。因此，与IRS的任何此类竞争都可能对我们共同单位的市场以及我们共同单位的交易价格产生重大不利影响。此外，与IRS的任何争议的成本，主要是法律、会计和相关费用，将导致可分配给我们的单位持有人和我们的普通合伙人的现金减少，因此将由我们的单位持有人和我们的普通合伙人间接承担。

如果IRS对我们的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可能会直接从我们那里评估和收取此类审计调整产生的任何税款（包括任何适用的罚款和利息），在这种情况下，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。

如果IRS对我们的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可能会直接从我们这里评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款（包括任何适用的罚款和利息）。在适用规则可能的范围内，我们可能会直接向IRS支付此类金额，或者，如果我们有资格，则选择就经审计和调整的回报向每个单位持有人发放经修订的附表K-1。不能保证这种选举在任何情况下都是实际的、允许的或有效的。因此，我们目前的单位持有人可能会承担此类审计调整所产生的部分或全部经济负担，即使此类单位持有人在被审计的纳税年度内没有在我们拥有单位。如果由于任何此类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。

我们的单位持有人可能会被要求就他们在我们的应税收入中所占份额缴税，即使他们没有从我们收到任何现金分配。

我们的单位持有人必须就他们在我们的应税收入中所占的份额缴纳任何美国联邦所得税，在某些情况下还要缴纳州和地方所得税，无论他们是否从我们那里获得现金分配。单位持有人可能不会从我们收到等于他们在我们的应税收入中所占份额的现金分配，甚至不会等于他们在我们的应税收入中所占份额应占的实际纳税义务。

处置我们共同单位的税收收益或损失可能与预期不同。

如果我们的单位持有人出售他们的任何共同单位，他们将确认收益或损失等于实现的金额与他们在这些共同单位的计税基础之间的差额。由于超过单位持有人在我们的应课税收入净额中的可分配份额的分配减少了单位持有人在其共同单位中的计税基础，因此，如果单位持有人以高于其在这些单位中的计税基础的价格出售这些单位，即使收到的价格低于其原始成本，那么与所售单位相关的此类先前超额分配的金额（如果有的话）实际上将成为单位持有人的应税收入。实现的金额的很大一部分，无论是否代表收益，都可能是由于潜在的重新获得项目，包括折旧重新获得的普通收入。此外，由于实现的金额可能包括单位持有人在我们的无追索权负债中的份额，出售普通单位的单位持有人可能会产生超过从出售中收到的现金金额的纳税义务。

免税实体因拥有共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给它们带来不利的税收后果。

免税实体对普通单位的投资，例如个人退休账户（即IRAs），引发了它们特有的问题。例如，我们分配给属于免征联邦所得税组织的单位持有人的几乎所有收入，包括个人退休账户和其他退休计划，都将是不相关的企业应税收入，将对他们征税。免税实体在投资我们的共同单位之前应该咨询税务顾问。

非美国单位持有人将就其拥有我们共同单位的收入和收益缴纳美国税款和预扣税。

非美国单位持有人通常会因与美国贸易或业务有效关联的收入（“有效关联收入”）而被美国征税，并须遵守所得税申报要求。单位持有人在我们的收入、收益、损失和扣除中所占的份额，以及出售或处置我们共同单位的任何收益，通常会被视为与美国贸易或业务“有效关联”，并需缴纳美国联邦所得税。因此，向非美国单位持有人的分配将按适用的最高有效税率预扣，而出售或以其他方式处置普通单位的非美国单位持有人也将就出售或处置该普通单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税。

此外，在非美国单位持有人出售、交换或以其他方式处置共同单位时，可能需要对实现的金额按10%的比率预扣，除非处置单位持有人证明其不是外国人。财政部法规规定，在公开交易的合伙企业（例如我们的普通单位）中转让权益时，“实现的金额”通常是支付给经纪人的总收益金额，代表单位持有人进行适用的转让。根据这些规则，向我们的非美国单位持有人进行的季度分配也将被扣缴，只要分配的一部分可归因于超出我们以前未分配的累计净收入的金额。我们打算将我们的所有分配视为超过我们为此目的的累计净收入，并需缴纳额外10%的预扣税。对于公开交易的合伙企业中的权益的转让或分配，如果通过经纪人进行，则对转让方的经纪人规定了扣留义务。非美国单位持有人应就这些规则对我们共同单位投资的影响咨询其税务顾问。

由于对我们共同单位的投资，我们的单位持有人可能会受到州和地方税收和申报要求的约束。

除了联邦所得税，我们的单位持有人可能还要缴纳其他税，包括州和地方所得税、非法人营业税和遗产税、由我们开展业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的遗产税或无形税，即使单位持有人不住在这些司法管辖区中的任何一个。我们的单位持有人可能被要求在部分或全部这些不同的司法管辖区提交州和地方所得税申报表并缴付州和地方所得税。此外，我们的单位持有人可能会因未能遵守这些要求而受到处罚。当我们进行收购或扩大业务时，我们可能会在征收个人税或实体级税的其他州或外国拥有财产或开展业务。单位持有人可能会因未能遵守这些要求而受到处罚。提交所有美国联邦、州和地方纳税申报表是我们单位持有人的责任。

我们在确定单位持有人的收入、收益、损失和扣除分配时采用了某些估值方法。美国国税局可能会挑战这些方法或由此产生的分配，而这样的挑战可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。

在确定可分配给我们单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目时，我们必须例行确定我们资产的公平市场价值。尽管我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师，但我们自己使用基于我们共同单位的市场价值的方法进行许多公平的市场价值估计，以此作为确定我们资产的公平市场价值的手段。美国国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配提出质疑。

IRS对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们单位持有人的应税收入或损失的时间或金额产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售普通单位的收益金额，并可能对普通单位的价值产生负面影响，或导致对我们的单位持有人的纳税申报表进行审计调整，而没有额外扣除的好处。

影响我们纳税义务的税收法律法规或变量的增加或变化可能会潜在地影响我们的财务业绩或流动性。

税收法律法规复杂且发展迅速。在我们经营的司法管辖区，我们需要缴纳各种税款，主要包括对Sabine Pass液化天然气接收站的资产征收从价物业税。地方、州或国内税法、其解释、执法实践和税率的变化，包括与关税和关税相关的变化，超出了我们的控制范围，可能会影响我们的纳税义务、合规成本、财务业绩和现金流。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。

此外，我们为2027年开始到期的Sabine Pass液化天然气接收站获得了从价遗留财产税优惠，此后将在更长期内持续推出优惠。一旦我们的激励措施到期，物业税变化的幅度是不确定的，但在近期和长期内，将受到各种因素的影响，包括未来的地方税率、地方税率压缩动态，以及我们评估的财产价值随时间的变化。在截至2025年12月31日的一年中，我们产生的从价财产税，包括Sabine Pass液化天然气接收站和Creole Trail管道，约为2900万美元。

此外，SPLNG、SPL和CTPL都与Cheniere签订了州税收共享协议，根据该协议，Cheniere同意准备和提交所有州和地方税收申报表，每个实体和Cheniere都必须在合并的基础上提交，并及时支付州和地方的合并纳税义务。SPLNG、SPL和CTPL的协议分别对2008年1月、2012年8月和2013年5月或之后到期的报税有效。如果Cheniere自行决定要求付款，则每个相应实体将向Cheniere支付相当于每个实体在其州和地方纳税义务按单独的公司基础计算时将被要求支付的州和地方税的金额。尽管到目前为止，Cheniere没有根据税收共享协议要求支付任何州或地方税款，但Cheniere要求的任何付款都可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。

项目1b。未解决的工作人员评论

没有。

项目1c。网络安全

网络攻击对伙伴关系和我们的行业构成潜在的重大风险。我们已经实施了旨在管理和降低这种风险的政策和程序，包括那些由Cheniere的关联公司通过我们与他们的服务协议管理的政策和程序，如在附注13 —关联交易我们的合并财务报表附注。

风险管理和战略

作为我们更广泛的风险管理方法的一部分，我们的网络安全计划旨在遵循“治理、识别、保护、检测、响应和恢复”的网络安全方法，该方法基于美国国家标准与技术研究院网络安全框架（“CSF”).我们的战略还包括企业和运营网络的细分，

纵深防御与最小特权原则。运营网络具有根本不同的安全和可靠性标准，与信息技术网络相比构成了独特的威胁。意识到这些差异，我们定期评估机会，以完善我们的网络安全计划，以减轻运营网络风险。我们将业务连续性规划作为我们战略的一个组成部分，以帮助确保关键系统可用于在发生破坏性事件时支持伙伴关系。我们还参加各种行业组织，随时了解最近的趋势和发展。

Cheniere会持续评估其人员、流程和技术，并在必要时调整整体计划，以努力适应不断变化的网络和地缘政治格局。我们开展定期评估和审计、跨职能风险缓解演习和风险战略会议，以识别网络安全风险、适用的监管要求和行业标准。这些接触也旨在行使、评估和加强我们的网络安全事件响应计划的成熟度。为了支持这些努力， Cheniere已与第三方签订合同，以执行设施和系统渗透测试、信息技术系统的妥协评估以及我们的公司和运营网络的安全成熟度评估。 Cheniere维持一项培训计划，以帮助其人员识别并协助缓解网络安全和数据安全风险。Cheniere的员工和我们普通合伙人的董事会根据需要参与定期培训、用户意识活动和额外的特定问题培训。Cheniere还为能够访问其信息技术网络的某些承包商提供定期培训。

关于第三方服务提供商，Cheniere的信息安全计划包括在入职之前对某些服务提供商的信息安全计划进行基于风险的尽职调查。Cheniere寻求以合同方式要求能够访问我们的信息技术系统、敏感业务数据或个人信息的第三方服务提供商保持合理的安全控制，并限制其将Cheniere的数据（包括个人信息）用于向我们提供服务以外的目的的能力，除非适用法律要求。Cheniere还寻求就合同要求进行谈判，这些要求迫使我们的服务提供商将其系统上发生的可能影响Cheniere系统或数据（包括个人信息）的信息安全事件通知我们。

截至2025年12月31日止年度，网络安全事件和威胁并未对我们的业务、经营业绩或财务状况产生重大影响。

治理

我们依赖于Cheniere的网络安全领导团队，该团队由董事兼首席信息安全官、副总裁兼首席信息官和共享服务高级副总裁组成。这些人共同为我们的网络安全治理、网络风险管理和安全运营提供战略监督，并负责维护我们的技术防御态势和计划。作为其治理和风险管理职责的一部分，这些人负责监督预防、检测、缓解和补救网络安全风险和事件的工作，包括部署在我们技术基础设施中的系统，以监测威胁、执行安全控制测试和评估，并将威胁情报纳入我们的日常网络安全运营和战略举措。他们拥有数十年管理战略技术运营的经验，包括识别网络安全风险和保护信息技术资产免受全球威胁。

可能影响我们的风险是我们的普通合伙人和审计委员会全年审议的董事会不可分割的一部分。网络安全风险被纳入Cheniere的企业风险评估流程，该流程至少每年由Cheniere的董事会进行审查。我们普通合伙人的董事会对评估我们面临的主要风险（包括网络安全风险）、这些风险的相对规模以及管理层减轻这些风险的计划负有监督责任，而审计委员会则被授权监督并定期审查Cheniere信息技术系统和控制的安全性，包括针对网络安全威胁的程序和防御措施。审计委员会与管理层讨论我们的网络安全风险敞口以及管理层为减轻此类敞口而采取的步骤，包括我们的风险评估和风险管理政策。 Cheniere的网络安全领导团队每季度向审计委员会更新我们的网络安全计划的整体状态、关键运营指标、当前评估、网络安全问题或事件以及与网络安全相关的相关事件。

有关网络安全风险的更多信息，请参阅风险涉及我们的业务、运营控制系统或相关基础设施的网络攻击，或与我们有业务往来的第三方的网络攻击，包括供应我们液化项目的管道，或对我们关键供应商的攻击，可能会对我们的业务或运营产生负面影响，导致

数据安全漏洞、阻碍交易处理、延迟财务或合规报告并可能损害我们的声誉下与我们的运营和行业相关的风险在第1A项中。风险因素。

项目3。法律程序

我们现在并可能在未来作为一方参与各种法律诉讼，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。

LDEQ物质

我们的某些子公司正在与LDEQ进行讨论，以解决萨宾帕斯液化天然气接收站的燃机甲醛涉嫌不符合国家排放标准的问题。这些指控在综合合规命令和潜在处罚通知中确定，跟踪编号。AE-CN-22-00833（the“2023合规令"）于2023年4月12日由LDEQ发布。2004年8月，美国环保署暂停将排放标准应用于萨宾帕斯液化天然气接收站等燃机。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2025年12月，我们的子公司向LDEQ提交的测试结果表明，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4。矿山安全披露

不适用。

第二部分

项目5。注册人共同权益、相关单位持有人事项及发行人购买权益证券的市场

我们的普通单位在纽约证券交易所的交易代码为“CQP”，之前从2007年3月21日首次公开发行股票到2024年2月3日期间在NYSE American或其前身的交易代码为“CQP”。截至2026年2月20日，我们有4.841亿个未偿还的普通单位由10个记录所有者持有。由于我们的单位由经纪人和其他机构代表我们的单位持有人持有，我们无法估计这些记录所有者所代表的实际单位持有人的总数。

我们考虑按季度向单位持有人进行现金分配，尽管无法保证未来的现金分配，因为它们取决于未来收益、现金流、资本要求、财务状况和其他因素。

现金分配政策

我们的现金分配政策与我们的合伙协议的条款一致，该协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们分配所有可用现金，根据我们的合伙协议的定义，这些现金通常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的金额。

普通合伙人单位和激励分配权（“IDRs”）

IDR代表有权从超过初始季度分配的运营盈余中获得越来越多的季度可用现金分配百分比。我们的普通合伙人目前持有IDR，但可能会将这些权利与其普通合伙人权益分开转让。

假设我们没有发行任何额外类别的单位，这些单位是有偿分配的，而我们的普通合伙人维持其2%的权益，如果我们从运营盈余中向我们的单位持有人进行了分配，金额等于任何季度的初始季度分配，假设没有欠款，那么我们将在单位持有人和我们的普通合伙人之间分配该季度运营盈余中的任何额外可用现金，具体如下：


	季度分配总额目标金额	边际百分比利息分配
		普通及次级单位持有人	普通合伙人
初始季度分配	$0.425	98%	2%
第一目标分布	高于0.425美元至0.489美元	98%	2%
第二目标分布	高于0.489美元至0.53 1美元	85%	15%
第三目标分布	高于0.531美元至多0.638美元	75%	25%
此后	高于0.638美元	50%	50%

项目6。[保留]

项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

导言

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。对截至2023年12月31日止年度的项目的讨论以及截至2024年12月31日止年度与2023年12月31日相比的差异驱动因素不包括在此，可在我们的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”中找到截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告.

我们的讨论和分析包括以下主题：

•概述

•重大事项概览

•市场环境

•经营成果

•流动性和资本资源

•关键会计估计摘要

•最近的会计准则

概述

我们是由Cheniere组建的有限合伙企业，旨在为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。我们的长期交易对手安排构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。有关我们业务的进一步讨论，请参阅项目1.和2。商业及物业.我们认为，全球对天然气和液化天然气的持续需求，如在市场因素与竞争项目1.和2。商业和物业，以及当前地缘政治环境加剧了对供应安全的需求，应该会使我们能够签订长期协议，并为未来业务的额外增长提供基础。

重大事项概览

我们自2025年1月1日以来和截至本表10-K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2026年2月20日，液化项目累计生产、装载、出口液化天然气货物超3270批、累计超2.25亿吨。

•在2025年第二季度，我们完成了液化项目两列火车的计划大规模维护活动。

金融

•2025年12月，SPL赎回了其2026年到期的5.875%优先有担保票据的本金总额3亿美元（第“2026年SPL高级票据”），随后在2026年2月，SPL赎回了其2026年SPL优先票据剩余的2亿美元本金总额。

•我们宣布截至2025年12月31日止年度的总分配为每普通单位3.29美元。2026年1月28日，关于2025年第四季度，我们向截至2026年2月9日在册的单位持有人申报了每普通单位0.830美元的现金分配，以及相关的普通合伙人分配，该分配已于2026年2月13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。

•在2025年7月，我们发行和出售本金总额为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的2026年SPL优先票据本金总额中的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。2025年11月，标普进一步将CQP和无担保CQP票据的发行人信用评级由BBB上调至BBB +，并将2025年12月对SPL发行人信用评级的展望由稳定上修至正面。

市场环境

我们的经营业绩受到我们经营所处的市场环境的影响，包括已知的趋势和不确定性、宏观经济因素和其他外部环境因素。

与同比略低于20mtpa（“同比”）全球范围内LNG供应增加2025年，LNG市场正从多年的市场紧张状态过渡到快速增长期。来自美国和加拿大的新液化天然气供应持续增加，标志着供应格局开始更加充裕，预计这将在未来几年放松全球平衡，并导致液化天然气价格环境更加温和和稳定。全球价格持续下行的压力可能会释放潜在的需求，而自俄罗斯对欧洲的天然气供应中断以来，这些需求原本就被定价过高。

供应增加对应贸易同比增长5%，主要受欧洲、中东和北非支撑（“中东和北非”）亚洲需求疲软的地区。欧洲对液化天然气的需求在2025年同比增长约27%，达到约125公吨/年的创纪录水平。这一增长的主要驱动力仍然是俄罗斯天然气的替代和地下储存库存的补充。我们预计，这一驱动因素将继续在保持欧洲液化天然气需求韧性方面发挥重要作用，尤其是考虑到欧洲议会投票决定在2027年之前禁止包括俄罗斯液化天然气在内的所有剩余俄罗斯天然气。中东和北非地区也为2025年的需求增长做出了贡献，与2024年相比，进口量增加了7公吨/年或62%。埃及是这一增长的主要推动者，因为它采取了额外的液化天然气进口来满足其不断增长的国内能源需求并补充其本国的天然气生产。

然而，亚洲的液化天然气消费量在2025年下降了约4%，下降了12公吨至270公吨。虽然亚洲的许多主要市场出现了同比下降，但中国的下降幅度最大，几乎代表了该地区的整个同比变化。中国的液化天然气进口量同比下降16%或12公吨，原因是更广泛的、可能是短暂的宏观经济挑战。2025年中国天然气需求增长放缓，来自俄罗斯的管道天然气流量增加，国内天然气产量强劲，降低了对液化天然气的需求。

尽管2025年下半年亚洲需求减弱，地缘政治冲突有所缓解，但与2024年相比，平均价格仍处于高位。日本韩国记号笔（“JKM”）2025年每月结算价格平均为每百万英热单位12.71美元，同比上涨7.5%，而产权转让设施（“TTF”）平均每百万英热单位12.04美元，同比增长10.3%。强劲的储存量注入、液化天然气供应的增加以及对温和天气的预期导致下半年的下行压力，与上半年相比，JKM的每月结算平均每MMBTU至少低1.76美元，TTF每MMBTU低2.34美元。Henry Hub在2025年期间的月结算平均为每百万英热单位3.43美元。

如上文所述，对未来几年液化天然气产能大幅扩张的预期，以及近期FIDs的势头如果持续下去，很可能会使亚洲和欧洲的价格轨迹趋于走低。我们预计价格弹性市场，尤其是亚洲市场，将通过增加进口来满足潜在需求以及有机的长期增长，以应对供应的可用性和可负担性增加。

经营成果


	截至12月31日止年度，
（百万，单位数据除外）		2025		2024		方差
收入
LNG收入		$	8,200	$	6,550	$	1,650
LNG收入—附属公司		2,358		1,954		404

再气化收入		136		135		1

其他收入		64		65		(1)

总收入		10,758		8,704		2,054

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）		5,145		3,570		1,575
销售成本—附属公司		—		4		(4)

运营和维护费用		904		824		80
运营和维护费用—附属公司		177		172		5
运维费用—关联方		28		58		(30)


一般和行政费用		12		10		2
一般和行政费用——附属公司		93		90		3
折旧和摊销费用		688		680		8
其他经营成本和费用		4		14		(10)
其他运营成本和费用—关联公司		1		2		(1)
总运营成本和费用		7,052		5,424		1,628

经营收入		3,706		3,280		426

其他收入（费用）
利息支出，扣除资本化利息		(753)		(800)		47
债务变更或消灭的损失		(8)		(3)		(5)
利息和股息收入		18		33		(15)

其他收入—附属公司		24		—		24
其他费用合计		(719)		(770)		51

净收入		$	2,987	$	2,510	$	477

每普通单位基本和摊薄净收益		$	5.17	$	4.25	$	0.92

从液化项目加载和识别的体积


	截至12月31日止年度，
		2025	2024	方差

装载量并确认为收入（单位：TBTU）		1,546	1,567	(21)

2025年对比2024年

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的净收入增加了4.77亿美元，这主要是由于作为衍生工具入账的协议的公允价值发生了3.44亿美元的有利变化，以及Henry Hub定价增加导致收入增加1.99亿美元（扣除天然气原料成本）。这些增长是

部分被扣除天然气原料后的收入减少6300万美元所抵消，原因是这些年之间装载和确认的液化天然气数量减少。以下是按细目分列的净收入差异的重要驱动因素的扩展讨论。

总收入

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的总收入增加了21亿美元，主要原因是：

•由于Henry Hub定价提高，每MMBTU的定价提高了21亿美元；部分被

•生产量减少1.4亿美元，主要是由于计划对液化项目的两列火车进行大规模维护活动。

总运营成本和费用

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的总运营成本和费用增加了16亿美元，主要原因是：

•天然气原料成本增加19亿美元主要是由于美国天然气价格上涨；和

•运营和维护费用（包括关联公司和关联方）增加5500万美元，主要是由于计划在液化项目对两列火车进行大规模维护活动；部分由

•协议公允价值变动产生的3.44亿美元收益作为衍生工具计入销售成本，主要是由于全球和美国国内天然气价差收窄对我们的IPM协议产生了有利变化，以及适用的全球和美国国内天然气价格波动性相对变化的影响，部分被北美天然气交付的基于市场的位置远期价差变化所抵消。

其他费用合计

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度其他费用总额出现5100万美元的有利差异，主要原因是：

•利息支出减少4700万美元，扣除资本化利息，基本上都是由于总债务减少，因为债务继续作为Cheniere长期资本分配计划的一部分偿还——见注1 0 —债务截至2025年12月31日和2024年12月31日的未偿债务余额。

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，除非它们满足标准，并且我们选择了适用权责发生制会计方法的正常采购和正常销售例外，如附注3 —重要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。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，预期从未来液化天然气销售中获得的收入仅在交付或实现基础交易时确认。尽管运营意图是随着时间的推移减轻风险敞口，但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交易量巨大、持续时间较长且价格基础波动较大，根据市场定价的变化、交易对手信用风险和其他可能超出我们控制范围的相关因素，使用衍生工具可能会导致我们的经营业绩持续波动。例如，如在附注7 —衍生工具在我们的合并财务报表附注中，液化供应衍生工具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，包括与是否有

交付点的市场信息，这可能需要未来发展基础设施，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。

此外，请参阅项目1.和2。商业及物业讨论我们的业务季节性。

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、受限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12月31日


现金及现金等价物	$	182
指定用于液化项目的受限制现金和现金等价物	19

我们信贷额度下的可用承诺（1）：

SPL循环信贷机制	824
CQP循环信贷额度	1,000

我们信贷额度下的可用承诺总额	1,824

可用流动资金总额	$	2,025

(1)可用承诺指截至2025年12月31日的总承诺减去未偿还贷款和根据我们的每项信贷额度签发的信用证。见附注10 —债务我们的合并财务报表附注，以获取有关我们的信贷额度和其他债务工具的更多信息。

我们在2025年12月31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，如标题下进一步讨论的那样流动性的未来来源和用途.

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液化项目相关的负债及其他受限制的付款。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在支付包括分配在内的某些款项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。见附注10 —债务我们的合并财务报表附注，以获取有关这些契约的更多信息。

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（各为一“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，但须遵守某些解除担保条款，包括（如适用）（1）出售、处分或转让（通过合并、合并或其他方式）担保人的股本或全部或几乎全部资产，（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履行和解除。在我们发生违约支付本金或利息的情况下，无论是在相应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采用的肯定和否定契约，包括但不限于限制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。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让法，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，而不会导致其担保项下义务的产生成为美国联邦或州法律规定的欺诈性转让或转移。但是，对于法院对CQP担保人的最高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。

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、发行人合计持有的“Obligor Group”）合并计算。对SPL收益的投资和权益，并在受其担保的某些条件限制下，对CQP的某些其他子公司（与SPL合称，该“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，这类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）	12月31日，		12月31日，

	2025		2024
物业、厂房及设备
流动资产



流动资产，净额	$	226	$	312
流动资产—关联公司	146		103
与非担保人的流动资产	56		53
流动资产总额	428		468


非流动资产，净额	2,851		3,034
总资产	$	3,279	$	3,502

负债
流动负债


流动负债	$	154	$	148
流动负债—关联公司	50		57
应付非担保人的流动负债	151		120
流动负债合计	355		325

长期债务，扣除溢价、折价和发债成本	7,724		6,731

其他非流动负债	130		141
非流动负债—关联公司	18		18
负债总额	$	8,227	$	7,215


运营概要报表（百万）	截至2025年12月31日止年度

收入	$	200
来自非担保人的收入	557
总收入	757

运营成本和费用	256
运营成本和费用—附属公司	214
营业成本和费用—非担保人	1
总运营成本和费用	471

经营收入	286
净亏损	$	(70)

流动性的未来来源和用途

以下关于我们未来流动性来源和用途的讨论包括反映管理层假设和截至2025年12月31日目前已知市场状况和其他因素的估计。估计并非对未来业绩的保证，实际结果可能因本年度报告10-K表格中描述的多种因素而存在重大差异。

已执行合同下的未来流动性来源

我们预计未来流动性的重大来源将来自我们的长期客户安排和我们的SPA下的结构性现金流。如中所述项目1.和2。商业及物业，这些与信誉良好的交易对手签订的合同构成了我们业务的基础，并为我们提供了可观、稳定、长期的现金流。

根据合同，我们有权获得根据我们的长期SPA签订的尚未确认为收入的重大未来对价。GAAP下的收入确认时间可能与现金收入不一致，尽管我们认为时间差异对我们未来的流动性并不重要。此外，这一未来的很大一部分

考虑受制于可变性，下文将更具体地讨论。我们根据截至2025年12月31日的估计日期，根据条款取决于项目里程碑日期的协议估算了收入。下表汇总了我们对截至2025年12月31日已执行的长期SPA将收到的收入的估计（单位：十亿）：


	按期间划分的已执行SPA下的估计收入（1）（2）

	2026		2027 - 2030		此后		合计
LNG收入（固定费用）	$	3.7	$	13.7	$	24.1	$	41.5

LNG收入（可变费用）（3）	6.2		21.6		43.4		71.2



合计	$	9.9	$	35.3	$	67.5	$	112.7

(1)液化天然气收入不包括原预期期限为一年或更短的合同收入。

(2)液化天然气收入（包括分别来自附属公司的5亿美元和10亿美元的固定费用和可变费用）不包括与Cheniere Marketing的与我们的IPM协议相关的SPA，其定价与国际天然气价格挂钩。

(3)液化天然气收入（可变费用）反映了所有合同数量的交付假设，而不考虑任何不交付的合同权利。LNG收入（可变费用）基于截至2025年12月31日的预估远期价格和基差。

根据我们目前有效的SPA和IPM协议，我们与目前正在建设或运营的液化产能签订了到2030年代中期预计总产量的约85%的合同。此外，Cheniere Marketing目前持有的一些SPA可能会在未来更新给我们。如中所述一般，根据我们的SPA，客户通常以离岸价格购买液化天然气，价格包括每百万英热单位液化天然气的固定费用（其中一部分会根据通货膨胀进行年度调整）加上每百万英热单位液化天然气的可变费用，通常等于Henry Hub的115%。我们的SPA下的可变费用的规模通常旨在涵盖天然气的供应和运输以及生产将在每个此类SPA下出售的液化天然气所消耗的液化燃料，从而限制了我们对未来美国天然气价格上涨的风险敞口。某些客户可能会选择取消或暂停交付液化天然气货物，但须根据每个相应的SPA提前通知，在这种情况下，客户仍需就因此类取消或暂停而未交付的合同量支付固定费用。

上表不包括与Cheniere Marketing的SPA，根据该协议，我们以与我们的IPM协议之一相同的全球天然气市场价格挂钩的价格销售液化天然气。IPM协议，根据该协议，我们根据全球天然气价格减去液化费用和我们产生的某些成本来支付天然气原料，当与相关的SPA一起查看时，会产生照付不议风格的固定液化费用。截至2025年12月31日，我们预计将根据与Cheniere Marketing的SPA尚未交付的约531 TBTU的液化天然气产生流动性，该协议的剩余固定期限为12年，我们尚未就与我们的其他IPM协议相关的约669 TBTU执行SPA。

未来流动性的额外来源

信贷便利下的可用承诺

截至2025年12月31日，我们的信贷额度下有18亿美元的可用承诺，如表中前面所述，汇总了我们的可用流动性，但须遵守适用的契约，以潜在地满足流动性需求。我们的信贷额度将于2028年到期。

有纪律的增生增长

我们在Sabine Pass液化天然气接收站的重要土地位置为在靠近管道基础设施和资源的战略优势位置进一步扩大液化能力提供了潜在的发展和投资机会。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。该站点或其他项目的开发，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，然后才能做出积极的FID。

已执行合同项下运营和资本支出的未来现金需求

我们承诺根据我们的某些合同为未来的运营和资本支出支付现金。下表汇总了我们对截至2025年12月31日已执行合同项下与核心业务相关的业务所需重大现金的估计（单位：十亿）：


	按期间划分的已执行合同项下到期付款估计数（1）

	2026		2027 - 2030		此后		合计
购买义务（2）：
天然气供应协议不包括我们的IPM协议（3）（4）	$	4.4	$	7.5	$	0.5	$	12.4
天然气运输和储存服务协议	0.3		1.1		1.8		3.2
其他采购义务（5）	0.1		0.4		1.0		1.5
租赁（6）	—		0.1		0.1		0.2


合计	$	4.8	$	9.1	$	3.4	$	17.3

(1)截至2025年12月31日生效且条款取决于项目里程碑日期的协议基于截至2025年12月31日的估计日期。

(2)购买义务包括购买可强制执行和具有法律约束力的货物或服务的协议，其中规定了固定或最低购买数量。我们包括如果目前预计不会行使期权，我们有提前终止期权的合约。如果目前预期满足这些条件，我们将包含未满足合同条件的合同。

(3)天然气供应协议不包括IPM协议，如已执行合同下的未来流动性来源，当与Cheniere Marketing的相关SPA一起查看时，其结构可产生固定保证金.

(4)天然气供应协议的定价基于截至2025年12月31日的预估远期价格和基差。

(5)其他采购义务包括根据服务协议向关联公司承担的13亿美元采购义务。

(6)租赁包括经营租赁和融资租赁项下的付款。可由我们全权酌情行使的未来续期选择权期间的付款仅在认为该选择权合理确定将被行使的范围内包括在内。

天然气供应、运输和储存服务协议

不包括IPM协议，我们已通过剩余固定期限最长为6年的长期天然气供应协议为液化项目获得约3,406 TBTU的天然气原料。截至2025年12月31日，我们已获得支持液化项目2026年预测总产能所需的约73%的天然气供应，不包括根据我们的IPM协议获得的3%的天然气供应。2026年以后天然气供应占预测产能的百分比有保障的减少。如进一步描述的已执行合同下的未来流动性来源，我们SPA的定价结构通常包含每MMBTU液化天然气的可变费用，通常等于Henry Hub的115%，从而限制了我们对未来天然气价格上涨的净敞口。

为确保我们能够将天然气原料运输到Sabine Pass LNG接收站，我们有运输先例和其他协议，以确保CTPL和第三方州际和州内管道公司的坚定管道运输能力。我们还与第三方签订了牢固的存储服务协议，以协助管理液化项目天然气需求的可变性。

资本支出

尽管我们目前没有任何已执行合同项下的重大资本支出，但我们预计将产生持续的资本支出，以维护我们的设施和其他资产，以及优化我们现有的资产和购买旨在提高我们生产能力的新资产。见有纪律的增生增长节供进一步讨论。

租约

根据我们的租赁安排，我们的义务主要包括使用拖船和陆地场地的租赁。

运营和资本支出的额外未来现金需求

运营服务

我们依靠我们的普通合伙人来管理Sabine Pass LNG接收站的开发、建设、运营和维护的各个方面，并开展我们的业务。由于我们的普通合伙人没有员工，它依赖Cheniere的子公司，通过我们的子公司与他们签订的服务协议，提供必要的人员，使其能够履行对我们和我们的子公司的管理义务。如中所述注1 3 —相关部分 y交易，我们在服务协议下的付款结构主要包括成本报销，加上基于固定金额（通货膨胀指数）的每列服务列车的补偿费。在一列火车实质性完工之前，按在建火车资本支出的百分比收取补偿费。

截至2025年12月31日，Cheniere及其子公司拥有1,717名全职员工，其中包括508名直接支持Sabine Pass LNG接收站运营的员工。

有纪律的增生增长

包括SPL扩建项目在内的任何扩建项目的FID将导致为此类项目的建设和运营提供资金的额外现金需求超过我们在上述已执行合同下的当前合同义务，尽管扩建可能旨在利用共享基础设施来降低任何潜在扩建的增量成本。

已执行合同项下融资的未来现金需求

我们承诺根据我们的某些合同为融资进行未来的现金支付。下表汇总了截至2025年12月31日我们对已执行合同项下融资的重大现金需求的估计（单位：十亿）：


	按期间划分的已执行合同项下到期付款估计数（1）（2）

	2026		2027 - 2030		此后		合计
债务	$	0.3	$	6.9	$	7.4	$	14.6
利息支付	0.7		2.1		1.1		3.9
合计	$	1.0	$	9.0	$	8.5	$	18.5

(1)债务和利息支付基于2025年12月31日生效的总债务余额、预定合同期限和固定或估计远期利率。债务和利息支付不考虑我们可能在合同到期之前进行的回购、偿还和退休。

(2)表不包括融资租赁项下的付款，这些款项包括在已执行合同项下运营和资本支出的未来现金需求上表。

债务

截至2025年12月31日，我们的债务综合体由未偿本金余额总额为146亿美元的优先票据和没有未偿贷款余额的信贷安排组成。截至2025年12月31日，我们和SPL遵守了与各自债务协议相关的所有契约。进一步讨论我们的债务义务，包括这些安排施加的限制，可以在附注10 —债务我们的合并财务报表附注。

利息

截至2025年12月31日，我们的优先票据的加权平均合同利率为4.73%。我们的信贷安排下的借款利息与SOFR挂钩，我们受未偿余额利率的约束，

未提取余额的承诺费和已签发信用证的信用证费用。截至2025年12月31日，我们的信贷额度下的已签发信用证总额为1.76亿美元。有关我们信贷便利的更多详情，请参阅附注10 —债务我们的合并财务报表附注。

未来融资所需额外现金

CQP分布

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，根据我们的合伙协议的定义，这些现金包括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额。迄今已支付的所有分配均来自累计经营盈余。

资本配置计划

2024年6月，Cheniere董事会批准了一项更新的全面长期资本配置计划，该计划可能涉及在公开市场或其他方式偿还、赎回或回购债务，包括CQP和SPL的优先票据。

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资本支出金额（包括应计费用）不同。对这些项目的进一步讨论见下表。


	截至12月31日止年度，
	2025		2024

经营活动所产生的现金净额	$	2,768	$	2,968
投资活动所用现金净额	(204)		(162)
筹资活动使用的现金净额	(2,742)		(3,058)












现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净减少额	$	(178)	$	(252)

经营现金流

两个期间之间减少2亿美元，主要是由于营运资金导致的现金流量减少，这主要是由于销售液化天然气货物的现金收款时间不同，这部分被液化天然气销售产生的现金流入净额增加所抵消，如上文所述经营成果.

投资现金流

截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，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12月31日止年度，
	2025		2024
发行债务及借款所得款项	$	1,262	$	1,228
赎回及偿还债务	(1,917)		(2,030)



分配	(2,064)		(2,235)
其他	(23)		(21)
筹资活动使用的现金净额	$	(2,742)	$	(3,058)

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，包括年内活动（百万）：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024
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

债务赎回和偿还

下表显示了债务的赎回和偿还情况，包括年内活动（百万）：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024



SPL：
2024年到期的5.750%优先票据	$	—	$	(300)
5.625%于2025年到期的优先票据	(300)		(1,700)
5.875%于2026年到期的优先票据	(1,300)		—
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	$	(1,917)	$	(2,030)

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12月31日和2024年12月31日止年度支付的分配摘要：


				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11月14日	2025年7月1日-9月30日	$	0.830	$	402	$	10	$	108
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11月14日	2024年7月1日-9月30日	$	0.810	$	392	$	10	$	99
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12月31日和2024年12月31日的年度内，Tug Services分别根据其码头海运服务协议向Cheniere Terminals分配了1200万美元和1300万美元，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13 —关联交易我们的合并财务报表附注，以进一步讨论本协议。

2026年1月28日，关于2025年第四季度，我们向截至2026年2月9日登记在册的单位持有人申报了每普通单位0.830美元的现金分配，以及相关的普通合伙人分配，该分配已于2026年2月13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我们的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。管理层定期评估其估计和相关假设，包括与衍生工具估值相关的假设。事实和情况的变化或额外信息可能导致修订的估计，实际结果可能与这些估计不同。管理层认为以下是其涉及重大判断的最关键会计估计。

第3级液化供应衍生品的公允价值

我们的衍生工具以公允价值入账，除非它们满足标准，并且我们选择了正常购买和正常销售例外，如附注3 —重要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。我们根据自愿方之间可以交换衍生工具的价值，通过收益记录衍生工具头寸的公允价值变动。我们的液化供应衍生合同的估值通常是通过使用内部模型开发的，其中包括代表第3级公允价值计量的重大不可观察输入值，详见附注3 —重要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。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。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并不排除其他罕见事件的影响，除非我们认为市场参与者会因为他们声称这些事件是我们公司特有的并被认为在我们的控制范围内而将这些事件排除在外。

我们的公允价值估计包含了与适用的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，以及满足合同事件或事态和交付开始的时间。如果这些不确定性得到解决，我们可能会通过可能对我们的经营业绩产生重大影响的收益确认公允价值的变化。

此外，由于不可观察期或流动性有限，某些液化供应衍生品的估值需要在估计基础远期商品曲线时做出重大判断。这种估值更容易受到波动的影响，尤其是在市场波动的情况下。下文提供了通过使用包含截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的重大不可观察输入的内部模型进行估值的液化供应衍生工具的公允价值变动（单位：百万）。所显示的公允价值变动仅限于在每个相应期间结束时仍持有的工具。


	截至12月31日止年度，
	2025		2024
期末仍持有的液化供应衍生工具公允价值有利变动	$	620	$	184

在这两年年底持有的工具的公允价值变动主要是由于我们在截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度有效的IPM协议上的估计和可观察的远期国际液化天然气商品价格存在重大差异。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的综合资产负债表中确认的第3级液化供应衍生工具的估计公允价值分别为5亿美元和13亿美元的负债。

我们的衍生工具的最终公允价值是不确定的，我们认为估计公允价值在不久的将来可能发生重大变化是合理的，特别是因为它与影响我们液化供应衍生工具估值的商品价格有关，因为此类价格受到的波动程度。见项目7a。关于市场风险的定量和定性披露为进一步分析我们衍生工具的公允价值对标的价格假设变动的敏感性。

最近的会计准则

近期发布的会计准则摘要，详见附注3 —重要会计政策摘要我们的合并财务报表附注。

项目7a。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12月31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	$	(523)	$	588	$	(1,281)	$	342

见附注7 —衍生工具我们的合并财务报表附注，以获取有关我们的商品衍生工具的更多详细信息。

项目8。财务报表和补充数据

合并财务报表指数

Cheniere Energy Partners, L.P.


管理层向Cheniere Energy Partners, L.P.单位持有人提交的报告			51
独立注册会计师事务所的报告			52
综合业务报表			56
合并资产负债表			57
合伙人权益合并报表（赤字)			58
合并现金流量表			59
合并财务报表附注			60
附注1 —业务的组织和性质			60
附注2 —单位持有人权益			60
附注3 —重要会计政策摘要			61

附注4 —贸易和其他应收款，扣除当期预期信用损失			66
附注5 —库存			66
附注6 —物业、厂房及设备，扣除累计折旧后的净额			67
附注7 —衍生工具			67
附注8 —其他非流动资产，净额			70
附注9 —应计负债			70
附注10 —债务			71
附注11 —租赁			73
附注12 —收入			75
附注13 —关联交易			77
附注14 —每个共同单位的净收入			79
附注15 —承付款项和或有事项			80
注16 —分部信息和客户集中度			81
附注17 —补充现金流量信息			82

管理层向CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.单位持有人提交的报告。

管理层关于财务报告内部控制的报告

作为管理层，我们对CQP及其子公司负责建立和维护充分的财务报告内部控制。为了评估财务报告内部控制的有效性，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404节的要求，我们进行了评估，包括使用以下标准进行测试内部控制—一体化框架（2013年）Treadway委员会赞助组织委员会发布的（“COSO”).CQP的财务报告内部控制系统旨在为财务报告的可靠性以及根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证。财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报，即使确定为有效，也只能在财务报表编制和列报方面提供合理保证。

基于我们的评估，我们得出结论：截至2025年12月31日，CQP对财务报告保持有效的内部控制，基于中内部控制—一体化框架（2013年）COSO发布。

CQP的独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所（KPMG LLP）已就CQP截至2025年12月31日的财务报告内部控制出具审计报告，该报告载于本10-K表。

管理层的认证

2002年《萨班斯-奥克斯利法案》要求的CQP普通合伙人的首席执行官和首席财务官的认证已作为附件31和32包含在CQP的10-K表中。


Cheniere Energy Partners, L.P.

签名：			Cheniere能源合作伙伴 GP，LLC，
			其普通合伙人

签名：

/s/Jack A. Fusco

签名：

/s/扎克·戴维斯

Jack A. Fusco

扎克·戴维斯

总裁兼首席执行官
（首席执行官）

执行副总裁兼首席财务官
（首席财务官）

独立注册会计师事务所的报告

向Cheniere Energy Partners, L.P.的单位持有人及

Cheniere能源合作伙伴 GP，LLC董事会

Cheniere Energy Partners, L.P.：

关于合并财务报表的意见

我们审计了随附的Cheniere Energy Partners, L.P.及子公司（合伙企业）截至2025年12月31日、2024年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日止三年期间各年度的相关合并经营报表、合伙人权益（亏损）、现金流量表及相关附注（统称合并财务报表）。我们认为，合并财务报表按照美国公认会计原则，在所有重大方面公允反映了合伙企业截至2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日的三年期间各年的经营业绩和现金流量。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，审计了合伙企业截至2025年12月31日的财务报告内部控制，基于在内部控制–综合框架（2013年）由Treadway委员会发起组织委员会发布，我们日期为2026年2月25日的报告对合伙企业财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。

意见依据

这些合并财务报表由合伙企业管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求在合伙企业方面具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计以就合并财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估合并财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

关键审计事项

下文通报的关键审计事项是由合并财务报表当期审计产生的、已通报或要求通报审计委员会的事项，该事项：（1）涉及对合并财务报表具有重要意义的账目或披露，（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

3级液化供应衍生品的公允价值

如合并财务报表附注3和7所述，截至2025年12月31日，合伙企业记录的第3级液化供应衍生工具的公允价值为（5亿）美元，其中包括IPM协议的公允价值。IPM协议是液化天然气设施运营的天然气供应合同。IPM协议的公允价值是使用内部模型开发的，包括期权定价模型。这些模型包含了重要的不可观测输入，包括不可观测时期能源单位的未来价格和波动性。

我们将IPM协议的3级液化供应衍生工具的公允价值评估确定为关键审计事项。具体而言，需要复杂的审计师判断和专门技能和知识来评估期权定价模型的适当性和应用，以及对不可观察时期和波动性的能源单位未来价格的假设。

以下是我们为处理这一关键审计事项而执行的主要程序。我们评估了设计并测试了与液化供应衍生品估值相关的某些内部控制的运行有效性，包括某些IPM协议下的那些。这包括与期权定价模型的适当性和应用有关的控制，以及对不可观察时期和波动性的能源单位未来价格假设的评估。我们让具有专门技能和知识的估值专业人士参与，他们通过以下方式协助测试管理层制定某些IPM协议的公允价值的过程：

•评估与期权定价模型适当性和应用相关的某些内部控制的设计和运行有效性测试

•通过检查合同协议和模型文件来评估期权定价模型的适当性和应用，以确定模型是否适合其预期用途

•通过与市场数据的比较，评估管理层对不可观察时期和波动性的能源单位未来价格假设的合理性。


/s/毕马威会计师事务所
毕马威会计师事务所

我们自2014年起担任合伙企业的审计师。

德克萨斯州休斯顿

2026年2月25日

独立注册会计师事务所报告

向Cheniere Energy Partners, L.P.的单位持有人及

Cheniere能源合作伙伴 GP，LLC董事会

Cheniere Energy Partners, L.P.：

关于财务报告内部控制的意见

我们根据《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国会计准则》、《中国内部控制—一体化框架 (2013)由Treadway委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2025年12月31日，伙伴关系在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制，其依据是内部控制—一体化框架 (2013)由Treadway委员会赞助组织委员会发布。

我们还按照美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，审计了合伙企业截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日的三年期间各年度的相关合并经营报表、合伙人权益（赤字）和现金流量以及相关附注（统称为合并财务报表），我们日期为2026年2月25日的报告对这些合并财务报表发表了无保留意见。

意见依据

合伙企业管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层关于财务报告内部控制的报告中。我们的责任是在我们审计的基础上，对合伙企业的财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求在合伙企业方面具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在当时情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。

财务报告内部控制的定义和局限性

公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：（1）与维护记录有关，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行；以及（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。


/s/毕马威会计师事务所
毕马威会计师事务所

德克萨斯州休斯顿

2026年2月25日

CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司

综合业务报表

（百万，单位数据除外）


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023
收入
LNG收入		$	8,200	$	6,550	$	6,991
LNG收入—附属公司		2,358		1,954		2,475

再气化收入		136		135		135

其他收入		64		65		63

总收入		10,758		8,704		9,664

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）		5,145		3,570		2,721
销售成本—附属公司		—		4		22

运营和维护费用		904		824		879
运营和维护费用—附属公司		177		172		166
运维费用—关联方		28		58		62


一般和行政费用		12		10		10
一般和行政费用——附属公司		93		90		89
折旧和摊销费用		688		680		672
其他经营成本和费用		4		14		6
其他运营成本和费用—关联公司		1		2		1
总运营成本和费用		7,052		5,424		4,628

经营收入		3,706		3,280		5,036

其他收入（费用）
利息支出，扣除资本化利息		( 753 )		( 800 )		( 823 )
债务变更或消灭的损失		( 8 )		( 3 )		( 6 )
利息和股息收入		18		33		46
其他收入，净额		—		—		1
其他收入—附属公司		24		—		—
其他费用合计		( 719 )		( 770 )		( 782 )

净收入		$	2,987	$	2,510	$	4,254

每普通单位基本和摊薄净收益（1）		$	5.17	$	4.25	$	6.95


加权平均基本和稀释未偿还普通单位数		484.0		484.0		484.0

(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14 —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。

CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司

合并资产负债表

（百万，单位数据除外）


	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	$	182	$	270
受限制现金和现金等价物	19		109
贸易和其他应收款，扣除当期预期信用损失	511		380
贸易和其他应收款——关联公司	238		164
贸易应收款项，扣除当期预期信用损失—关联方	—		1
向附属公司垫款	145		101
存货	180		151
流动衍生资产	—		84
预付费用	42		42

其他流动资产，净额	21		23

流动资产总额	1,338		1,325


固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额	15,259		15,760
经营租赁资产	76		79

衍生资产	541		98
其他非流动资产，净额	223		191

总资产	$	17,437	$	17,453

负债和合作伙伴权益（赤字）
流动负债
应付账款	$	53	$	62
应计负债	990		838
应计负债—关联方	—		5
流动债务，扣除未摊销贴现和债务发行成本	306		351
应付联属公司款项	57		63
递延收入	119		120
递延收入—关联公司	4		3

流动衍生负债	164		250
其他流动负债	15		20
流动负债合计	1,708		1,712

长期债务，扣除未摊销贴现和发债成本	14,161		14,761



衍生负债	900		1,213
其他非流动负债	231		252
其他非流动负债—关联公司	23		24
负债总额	17,023		17,962

承付款项和意外开支（见附注15)

合伙人权益（赤字）
共同单位持有人的权益（ 484.0 2025年12月31日和2024年12月31日已发行和未偿还的百万单位）	3,156		1,821
普通合伙人的权益（ 2 %利息与 10.0 2025年12月31日和2024年12月31日已发行和未偿还的百万单位）	( 2,742 )		( 2,330 )
合伙人权益总额（赤字）	414		( 509 )
负债总额和合伙人权益（赤字）	$	17,437	$	17,453

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司

合并合伙人权益报表（赤字）

（百万）



	共同单位持有人的权益			普通合伙人的权益			合伙人权益总额（赤字）
	单位	金额		单位	金额
2022年12月31日余额	484	$	( 1,118 )	10	$	( 1,013 )	$	( 2,131 )
净收入	—	4,169		—	85		4,254


分配
普通单位，$ 4.16 /单位	—	( 2,013 )		—	—		( 2,013 )

普通合伙人单位	—	—		—	( 894 )		( 894 )
2023年12月31日余额	484	1,038		10	( 1,822 )		( 784 )
净收入	—	2,460		—	50		2,510


分配
普通单位，$ 3.465 /单位	—	( 1,677 )		—	—		( 1,677 )

普通合伙人单位	—	—		—	( 558 )		( 558 )
2024年12月31日余额	484	1,821		10	( 2,330 )		( 509 )












净收入	—	2,927		—	60		2,987
分配
普通单位，$ 3.29 /单位	—	( 1,592 )		—	—		( 1,592 )
普通合伙人单位	—	—		—	( 472 )		( 472 )

2025年12月31日余额	484	$	3,156	10	$	( 2,742 )	$	414

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

CHENIERE ENERGY PARTNERS，L.P.和子公司

合并现金流量表

（百万）


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
经营活动产生的现金流量
净收入	$	2,987	$	2,510	$	4,254
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	688		680		672
贴现和发债费用摊销	23		26		28

衍生工具总收益，净额	( 741 )		( 402 )		( 2,082 )

衍生工具结算提供（用于）的现金净额	( 17 )		26		( 2 )

其他，净额	26		22		26

经营性资产负债变动情况：
贸易和其他应收款	( 131 )		( 7 )		254
贸易和其他应收款——关联公司	( 74 )		114		273
应收账款—关联方	1		( 1 )		—
向附属公司垫款	( 48 )		( 11 )		85
存货	( 30 )		( 10 )		18


应付账款和应计负债	160		6		( 467 )
应付账款和应计负债—关联方	( 5 )		—		( 2 )

递延收入总额	( 12 )		39		46
其他，净额	( 53 )		( 32 )		24
其他，净额—附属公司	( 6 )		8		( 18 )
经营活动所产生的现金净额	2,768		2,968		3,109

投资活动产生的现金流量
物业、厂房及设备	( 199 )		( 154 )		( 220 )
其他，净额	( 5 )		( 8 )		( 7 )
投资活动所用现金净额	( 204 )		( 162 )		( 227 )

筹资活动产生的现金流量
发行债务及借款所得款项	1,262		1,228		1,397
赎回及偿还债务	( 1,917 )		( 2,030 )		( 1,700 )



分配	( 2,064 )		( 2,235 )		( 2,907 )
其他	( 23 )		( 21 )		( 37 )
筹资活动使用的现金净额	( 2,742 )		( 3,058 )		( 3,247 )

现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净减少额	( 178 )		( 252 )		( 365 )
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物——期初	379		631		996
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物——期末	$	201	$	379	$	631

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

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合并财务报表附注

注1 — 行动的组织和性质

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12月31日止。Sabine Pass液化天然气接收站也有五个液化天然气储罐、蒸发器和三个海上泊位。我们还拥有并经营一家 94 -英里天然气供应管道，将Sabine Pass液化天然气接收站与几条大型州际和州内管道（the“Creole Trail Pipeline”).

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

我们做不是有员工，因此我们和我们的子公司在日常业务过程中与Cheniere的关联公司签订了各种服务协议，包括建设、运营和维护液化项目所需的服务，以及行政服务。见附注13 —关联交易有关截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度根据这些服务协议开展的活动的更多详细信息。

我们不需要缴纳联邦、州或地方所得税，因为我们的合作伙伴对他们在我们应税收入中的可分配份额单独征税。因此，无所得税拨备或负债包含在随附的合并财务报表中。然而，我们的子公司所欠的某些其他州或地方税款受其与Cheniere达成的州税收共享安排的约束，如附注13 —关联交易.

截至2025年12月31日，我国资产负债的计税基础为$ 10.9 比我们的资产和负债的报告金额少十亿。

截至2025年12月31日，Cheniere拥有 48.6 我们有限合伙人权益的百分比，形式为 239.9 百万我们的共同单位。Cheniere还拥有 100 %我们的普通合伙人权益和我们的激励分配权（“IDR”).

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。

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。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12月31日，我们以共同单位形式实益拥有的证券总额 48.6 % by Cheniere， 41.5 % by 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拥有%的股份。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。

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注3 — 重要会计政策概要

列报依据

我们的合并财务报表是按照公认会计原则编制的。合并财务报表包括CQP及其主要拥有的子公司的账目。所有公司间账户和交易已在合并中消除。

估计数

按照公认会计原则编制我们的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。管理层定期评估其估计和相关假设，包括与衍生工具和其他工具的公允价值计量、不动产、厂房和设备的使用寿命、租赁和资产报废义务相关的估计和假设（“AROs”），每一项都在本说明中的相应章节下进一步讨论。事实和情况的变化或额外信息可能导致修订的估计，实际结果可能与这些估计不同。

公允价值计量

公允价值是在市场参与者之间的有序交易中，出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格。等级等级1、2和3是用于计量公允价值的估值方法的输入值优先顺序的术语。层次1级输入值是相同资产或负债在活跃市场中的报价。层次结构第2级输入值是直接或间接可观察到的资产或负债的输入值，但第1级中包含的报价除外。等级等级3级输入是市场上无法观察到的输入。

在确定公允价值时，我们使用可观察的市场数据，或纳入可观察市场数据的模型，当这些数据可用时。除了市场信息，我们还纳入了交易特定细节，根据管理层的判断，市场参与者在计量公允价值时会考虑到这些细节。在得出公允价值估计时，我们试图最大限度地利用我们的可观察输入值，并尽量减少我们对不可观察输入值的使用。

对衍生工具进行经常性公允价值计量，详见附注7 —衍生工具.

现金及现金等价物、受限制现金及现金等价物、贸易及其他应收款项的账面值，扣除综合资产负债表呈报的当期预期信贷损失、应付账款及应计负债后的净额接近公允价值。债务的公允价值是我们在公开市场上回购债务所需支付的估计金额，包括在每个资产负债表日由于所述利率与市场利率之间的差异而产生的任何溢价或折价。参考附注10 —债务为我们的债务公允价值估计，包括我们的估计方法。

收入确认

销售液化天然气的收入在液化天然气交付给客户的时间点确认，在Sabine Pass液化天然气接收站，这是点法定所有权、实物占有权以及所有权转移给客户的风险和回报。每个单独的LNG分子被视为一项单独的履约义务。我们根据合同谈判时每项履约义务的单独售价，在每项LNG销售安排中分配合同价格（包括固定费用和浮动费用）。我们得出的结论是，可变费用满足了将可变对价分配给合同特定部分的例外情况。因此，这些合同的可变对价分配给每个不同分子的液化天然气，并在该不同分子的液化天然气交付给客户时予以确认。

列车调试阶段产生的销售额与相应列车的建造成本相抵，如标题下进一步描述物业、厂房及设备下面。在一列火车实现实质性完工后，就生产的液化天然气量收取的费用被确认为液化天然气收入。

关于再气化收入，我们得出的结论是，SPLNG在一段时间内持续向其客户提供单一履约义务，因为SPLNG每天都可持续提供再气化服务

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转移模式相同的基础。我们确定，基于经过时间的输出确认方法最能反映此项服务给客户带来的好处，因此，LNG再气化能力预留费在各自TUI的期限内按直线法确认为再气化收入。我们得出的结论是，我们的TUI下的可变费用满足了将可变对价分配给完全未得到满足的承诺的例外情况，即转让构成一系列单一履约义务一部分的可明确区分的商品或服务。因此，TUA的可变对价分配到向客户交付相应商品或服务的期间。

对于我们从客户那里收到对价的交易，我们评估我们是安排中的委托人还是代理人。我们得出结论认为我们担任校长的安排在我们的综合业务报表在总额基础上，以及我们得出结论认为我们作为代理的安排在我们的综合业务报表按净额计算。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们不是有在我们的综合运营报表中以净额为基础列报的任何重大收入安排。

见附注12 —收入有关我们收入的更多信息。

现金及现金等价物

我们认为所有原始期限为三个月或更短的高流动性投资都是现金等价物。

受限制的现金和现金等价物

受限制的现金和现金等价物包括在使用或提取方面受到合同或法律限制并在我们的综合资产负债表上与现金和现金等价物分开列报的资金。我们的受限制现金和现金等价物主要受限制，用于根据某些债务安排的要求支付与液化项目相关的负债。根据SPL为其债务持有人的利益与抵押品受托人订立的账户协议，SPL须将收到的所有现金存入抵押品受托人控制的准备金账户。

存货

LNG、天然气等商品存货按加权平均成本与可变现净值孰低入账。材料及其他存货按成本与可变现净值孰低入账。存货在出售时记入费用，或者，对于某些合格成本，在发出时资本化为物业、厂房和设备，主要使用加权平均法。

物业、厂房及设备

物业、厂房及设备按成本入账。用于建造或购置资产的支出、显著延长资产使用寿命或增加资产功能和/或容量的调试活动和成本被资本化。维护和维修（包括计划中的重大维护项目）以维持物业、厂房和设备处于运营状态的支出一般在发生时计入费用。

通常，一旦个别项目达到以下标准，我们就开始将LNG接收站建设的成本资本化：（1）已收到监管批准，（2）项目融资可用，以及（3）管理层承诺开始建设。

通常，比特定项目更广泛地使我们受益的成本在项目达到资本化所必需的标准之前资本化，通常包括初步材料和设备采购以及工程设计工作。

在相应列车的调试阶段生产和销售的数量所赚取的销售收益，其中包括生产和从储存中取出液化天然气等测试活动，与相应列车的建造成本（扣除相关成本）相抵，因为这些活动是测试设施和使资产达到预定用途所必需的状态所必需的。

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我们使用直线折旧法在指定的可使用年限内对我们的不动产、厂房和设备进行折旧，但融资租赁项下的资产除外，这些资产在各自的租赁期或可使用年限中的较低者进行折旧。参考附注6 —物业、厂房及设备，扣除累计折旧后的净额以进一步讨论我们按资产类别划分的可使用年限和附注11 —租赁有关我们融资租赁的更多详细信息。在物业、厂房及设备报废或以其他方式处置时，成本及相关累计折旧将从综合资产负债表中删除，任何由此产生的处置收益或损失将记入其他经营成本和费用。

每当有事件或情况变化表明物业、厂房及设备的账面值可能无法收回时，管理层都会对物业、厂房及设备进行减值测试。为评估可收回性，资产按可识别现金流量在很大程度上独立于其他组资产的现金流量的最低水平进行分组。可收回性一般是通过将资产的账面价值与资产的预期未贴现未来现金流量进行比较来确定的。如果资产的账面价值无法收回，则减值损失金额按资产的账面价值超过其估计公允价值的部分（如有）计量。

我们做到了不是记录截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度与物业、厂房和设备相关的任何重大减值。

利息资本化

我们将利息成本作为符合条件资产历史成本的一部分资本化，主要是在符合条件的资产建设期，主要由LNG接收站和相关资产组成。在将标的资产投入使用时，这些成本在发生利息成本的相应资产的预计使用寿命内进行折旧或摊销。

衍生工具

我们使用衍生工具来对冲商品价格风险带来的现金流可变性敞口。衍生工具按公允价值入账，并根据衍生工具头寸和预期结算时间作为流动或非流动资产或负债计入我们的综合资产负债表，除非衍生工具满足正常购买和正常销售例外情况的标准，并且我们选择了这些标准，并根据权责发生制会计方法对该工具进行会计处理，据此，指定工具的收入或费用（如适用）仅在交付、收到或实现基础交易时确认。

我们做到了不是在截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的年度内，是否有任何衍生工具被指定为现金流量、公允价值或净投资套期保值；因此，我们的衍生工具的公允价值变动计入收益。

如中所述信用风险集中下文，在我们的衍生工具处于资产头寸的情况下，使用衍生工具使我们面临交易对手信用风险，或交易对手无法履行其承诺的风险。此外，交易对手面临的风险是，在我们的衍生工具处于负债状况的情况下，我们将无法履行我们的承诺。我们根据衍生工具的位置将我们自己的不履约风险和各自交易对手的不履约风险纳入公允价值计量。在调整我们的衍生合约的公允价值以应对不履约风险的影响时，我们考虑了任何适用的信用增强措施的影响，例如抵押品过账、抵销权和担保。交易所交易交易的变动保证金或其他每日保证金，如果合同上定性为相应衍生品头寸的结算，则与相应的衍生资产或负债头寸相抵。

我们选择与同一交易对手以净额为基础报告主净额结算安排下的衍生资产和负债。此外，确认为已质押或收到的现金抵押品的公允价值金额，例如初始保证金和其他未按合同定性为相应衍生品头寸结算的抵押品，与根据总净额结算安排与同一交易对手执行的衍生工具的公允价值相抵销。未与衍生品头寸相抵的抵押品余额在我们的合并资产负债表中以其他流动资产净额列示。不受净额结算总安排约束的衍生资产和负债在我们具有法律上可执行的权利并有意与同一交易对手抵消金额时以净额列报。

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见附注7 —衍生工具有关我们的衍生工具的更多详细信息。

租约

我们在安排开始时确定一项安排是否是或包含租约。当我们确定该安排是或包含我们作为承租人的租赁时，我们将该租赁分类为经营租赁或融资租赁。经营租赁和融资租赁在我们的综合资产负债表中确认，方法是记录一项租赁负债，代表支付未来租赁付款的义务，以及一项使用权资产，代表未来在租赁期内使用标的资产的权利。

经营和融资租赁使用权资产和负债一般按租赁期内最低租赁付款额的现值确认。在确定最低租赁付款额的现值时，如果容易确定，我们使用租赁中的隐含利率。在缺乏易于确定的隐含利率的情况下，我们使用相关Cheniere实体的增量借款利率对我们的预期未来租赁付款进行贴现，当租赁安排的条款受到母公司信用状况的显着影响时，该实体可以是母实体。增量借款利率是对特定实体在与租赁期限类似的期限内以抵押方式借款所必须支付的利率的估计。续租选择权包含在租赁期内，并在合理确定将被行使时确认为使用权资产和租赁负债的一部分。

我们选择了切实可行的权宜之计，即（1）在我们的综合资产负债表上从确认中省略初始期限为12个月或以下的租赁，以及（2）在计算所有类别租赁资产的使用权资产和租赁负债时将安排的合同对价中的租赁和非租赁部分合并。

经营租赁付款的租赁费用在租赁期内按直线法确认。融资租赁的租赁费用在租赁期内采用实际利率法按直线法摊销使用权资产与租赁负债利息之和确认。

我们的某些租赁还包含可变的付款，这些付款仅在付款实际上是不可避免的实质上固定付款时才包含在使用权资产和租赁负债中。

信用风险集中

可能使我们面临交易对手信用风险集中的金融工具，或交易对手无法履行其承诺的风险，主要包括与我们的长期SPA相关的应收账款和合同资产，因为SPL的合同液化天然气销售主要是根据条款超过 10 年。截至2025年12月31日，SPL拥有初步条款为 10 或更多年与大约 10 不同的第三方客户，共同控制下的客户被视为单一客户，并与Cheniere Marketing有协议。SPL依赖于各自客户的信誉及其在各自协议下的履约能力。尽管SPL几乎所有的长期第三方客户安排都是与一家信誉良好的公司执行的，或由母公司担保或其他形式的抵押品担保，但如果发生需要我们寻求追索的客户违约，我们仍然面临信用风险。

此外，我们在金融机构维持现金余额，有时可能超过联邦保险水平。我们有不是迄今已发生与这些现金余额相关的信用损失。

虽然我们使用的衍生工具使我们面临交易对手信用风险，但我们的基础安排通常包括保护我们和我们的交易对手免受此类风险的条款。例如，我们在场外或通过交易所执行的商品衍生品通常需要在结算日或临近结算日返还给我们（或交易对手）的抵押品，或与投资级金融机构按每日保证金结算，主要由独立系统运营商和清算经纪商提供便利。对于非交易所交易交易，当衍生工具的价值超过与交易对手预先设定的信用额度时，需要我们或由交易对手根据头寸支付保证金存款。

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我们持续监控交易对手的信誉；但是，我们无法预测交易对手信誉的突然变化。即使这种变化不是突然的，我们缓解交易对手信用风险增加的能力也可能有限。如果这些交易对手之一不履行，我们可能无法实现我们部分资产的收益。

债务

我们的债务包括当前和长期有担保和无担保债务证券以及与银行和其他贷方的信贷便利。债券发行由我们直接或通过证券交易商或承销商配售，由机构和散户投资者持有。

定期债务在我们的综合资产负债表中按未摊销折价或溢价调整后的面值记录，并扣除未摊销的债务发行成本。发债成本主要包括安排费、专业费、律师费和承诺费。与订立信贷额度或未提取资金相关的成本作为一项资产列报，并分类为流动或非流动，与相应的信贷额度一致。截至2025年12月31日和2024年12月31日，所有这些成本在我们的合并资产负债表中被归类为其他非流动资产净额。与发行债务直接相关的贴现、溢价和债务发行成本在债务期限内摊销，但我们的信贷融资情况除外，在这种情况下，这些项目在融资的合同期限内按直线法摊销。摊销记入利息费用，使用实际利率法扣除资本化利息。

我们根据合同期限在合并资产负债表上对债务进行分类，但有以下例外：

•如果管理层有意图和能力用已执行的长期债务协议或股权协议的未来现金收益为此类债务的当前部分再融资，我们将按合同约定在一年内到期的定期债务归类为长期债务。

• 我们根据截至资产负债表日存在的事实和情况，评估在资产负债表日之后但在财务报表出具之前长期债务消灭的分类。

资产报废义务

我们承认ARO与因资产的购置、建设、开发和/或正常使用而导致的长期资产报废相关的法律义务，以及有条件的ARO，其中结算的时间或方法取决于可能在我们控制范围内或可能不在我们控制范围内的未来事件。ARO负债的公允价值在其发生期间确认，前提是可以对公允价值作出合理估计。负债的公允价值与相关资产的账面值相加。这一额外账面值在资产的估计可使用年限内折旧。

我们在Sabine Pass液化天然气接收站的不动产租赁协议要求我们在租赁期限届满时交出井然有序的液化天然气接收站并进行维修，除正常磨损和人员伤亡外，续租选项将这些条款延长至 90 年。我们已经确定，在良好的秩序和维修中交出Sabine Pass LNG接收站的费用，除了正常的磨损和伤亡，并不重要，因此我们有不是记录了与Sabine Pass LNG接收站相关的ARO。

我们的Creole Trail管道受FERC关于适当放弃管道的规定的约束，包括切断管道与所有来源和天然气供应的连接以及其他退役费用。我们认为，预测何时不再使用克里奥尔Trail管道提供的天然气运输服务是不可行的。此外，我们与Creole Trail管道相关的路权协议没有规定终止日期。只要美国存在天然气供需关系，我们打算运营克里奥尔Trail管道，并打算定期对其进行维护。基于这些原因，我们有不是记录了与Creole Trail管道相关的ARO。

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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4 — 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）：


	12月31日，

	2025		2024
应收账款	$	473	$	370
其他应收款	38		10
贸易和其他应收款总额，扣除当期预期信用损失	$	511	$	380

一旦收回我们的应收账款，现金将立即被限制用于支付与液化项目相关的负债。见附注3 —重要会计政策摘要进一步讨论我们的受限现金和现金等价物。

附注5 — 存货

库存包括以下（以百万计）：


	12月31日，

	2025		2024
材料	$	123	$	114
液化天然气	31		14
天然气	24		22
其他	2		1
总库存	$	180	$	151

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附注6 — 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（百万）组成（单位：百万）：


	有用的生活	12月31日，

	（年）	2025		2024
LNG接收站
终端和互联管道设施	6 - 50	$	20,480	$	20,292

在建工程		214		227
累计折旧		( 5,502 )		( 4,835 )
LNG接收站总数，扣除累计折旧		15,192		15,684
固定资产
固定资产	3 - 10	26		30
累计折旧		( 21 )		( 24 )
固定资产总额，扣除累计折旧		5		6
融资租赁项下资产
拖船	9	76		75
累计折旧		( 14 )		( 5 )
融资租赁资产总额，扣除累计折旧		62		70
固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额		$	15,259	$	15,760

折旧费用为$ 683 百万， $ 675 百万美元 667 分别截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的百万元。

注7 — 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12月31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）	$	—	$	( 23 )	$	( 500 )	$	( 523 )	$	—	$	26	$	( 1,307 )	$	( 1,281 )

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对资产或负债进行估值时可能使用的假设。在使用期权定价模型估值的范围内，我们认为不可观察期间的能源单位未来价格是估计净公允价值的重大不可观察输入。在估算能源单位未来价格时，我们利用现有市场数据对商品指数流动性和波动性相关的市场风险进行判断。事实和情况的变化或补充信息可能导致修订的估计和判断，实际结果可能与这些估计和判断不同。我们根据观察到的历史结算的全球LNG市场定价或全球LNG市场定价的公认代理以及结算的国内天然气定价得出我们的波动性假设。此类波动性假设还考虑到，截至资产负债表日期，此类指数的可观察远期曲线数据，以及不断演变的可用行业数据和独立研究。

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在制定我们的波动假设时，我们承认，全球液化天然气行业固有地受到诸如计划外供应限制、地缘政治事件、包括干旱和异常温和在内的异常气候事件、历史标准、冬季和夏季以及对全球能源基础设施的真实或威胁的破坏性运营影响等事件的影响。我们目前对波动性的估计包括其他罕见事件的影响，除非我们认为市场参与者会因为他们声称这些事件是我们公司特有的并被认为在我们的控制范围内而将这些事件排除在外。我们的公允价值估计包含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12月31日第3级液化供应衍生品不可观测投入的量化信息：

公允价值负债净额

（百万）

估值方法

重要的不可观察输入

显著不可观测输入范围/加权平均（1）

液化供应衍生品

$( 500 )

结合现值技术的市场方法

Henry Hub基差价差

$( 1.481 ) - $ 0.195 / $( 0.036 )

期权定价模型

国际LNG定价价差，相对Henry Hub（2）

60 % - 407 % / 183 %

(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。

下表为第3级液化供应衍生品公允价值变动情况（单位：百万）：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023
余额，期初		$	( 1,307 )	$	( 1,676 )	$	( 3,719 )
计入净收益的已实现及公允价值变动收益（1）：
计入销售成本，现有交易（2）		117		165		1,302
计入销售成本、新交易（3）		503		19		16
采购和结算：
购买（4）		—		—		—
定居点（5）		192		185		724


转出3级（6）		( 5 )		—		1
余额，期末		$	( 500 )	$	( 1,307 )	$	( 1,676 )
与期末仍持有的工具有关的公允价值有利变动		$	620	$	184	$	1,318

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

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(5) 由于在本期结算基础工具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12月31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 5,028 TBTU和 5,500 截至2025年12月31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12月31日和2024年12月31日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
综合运营报表地点（1）	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

销售成本		$	741	$	402	$	2,082

(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与经济对冲的项目以及衍生工具的性质和意图进行了一致的分类和列报。

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12月31日		2024年12月31日
流动衍生资产	$	—	$	84
衍生资产	541		98
衍生资产总额	541		182

流动衍生负债	( 164 )		( 250 )
衍生负债	( 900 )		( 1,213 )
衍生负债总额	( 1,064 )		( 1,463 )

衍生负债，净额	$	( 523 )	$	( 1,281 )

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合并资产负债表列报

下表将我们的衍生资产和负债的公允价值按合同按总额与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与同一交易对手的任何余额进行抵消后得出的（单位：百万）：


	液化供应衍生品
	2025年12月31日		2024年12月31日
总资产	$	663	$	228
抵销金额	( 122 )		( 46 )
净资产	$	541	$	182

总负债	$	( 1,084 )	$	( 1,464 )
抵销金额	20		1
净负债	$	( 1,064 )	$	( 1,463 )

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


	合并资产负债表位置	12月31日，
		2025		2024
液化供应衍生品	其他流动资产，净额	$	11	$	13
液化供应衍生品	其他流动负债	3		—

附注8 — 其他非流动资产，净额

其他非流动资产，净额由以下各项组成（单位：百万）：


	12月31日，

	2025		2024
对服务提供商的预付款	$	109	$	114


涉税资产	37		17

其他，净额	77		60
其他非流动资产合计，净额	$	223	$	191

注9 — 应计负债

应计负债包括以下各项（单位：百万）：


	12月31日，

	2025		2024
天然气采购	$	714	$	558
利息成本和相关债务费用	181		176
LNG接收站成本	86		92
其他应计负债	9		12
应计负债总额	$	990	$	838

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注10 — 债务

债务包括以下（以百万计）：


	12月31日，

	2025		2024
SPL：
高级有担保票据：



5.625 2025年到期百分比	$	—	$	300
5.875 2026年到期百分比（the“2026年SPL高级票据”) (1)	200		1,500
5.00 2027年到期百分比	1,500		1,500
4.200 2028年到期百分比	1,350		1,350
4.500 2030年到期百分比	2,000		2,000
2037年到期，加权平均费率为 4.747 %和 4.746 分别于2025年12月31日及2024年12月31日的百分比（2）	1,730		1,782
SPL高级有担保票据总额	6,780		8,432

循环信贷和担保协议（the“SPL循环信贷工具”)	—		—
总债务-SPL	6,780		8,432

CQP：
高级笔记：


4.500 2029年到期百分比（the“2029年CQP优先票据”)	1,500		1,500
4.000 2031年到期百分比（the“2031年CQP优先票据”)	1,500		1,500
3.25 2032年到期百分比（the“2032年CQP优先票据”)	1,200		1,200
5.950 2033年到期百分比	1,400		1,400
5.750 2034年到期百分比	1,200		1,200
5.550 2035年到期百分比	1,000		—
CQP优先票据合计	7,800		6,800

循环信贷和担保协议（the“CQP循环信贷工具”)	—		—
总债务-CQP	7,800		6,800
总债务	14,580		15,232

流动债务，扣除未摊销贴现和发债成本（2）	( 306 )		( 351 )

未摊销贴现和发债成本	( 113 )		( 120 )
长期债务总额，扣除未摊销贴现和发债成本	$	14,161	$	14,761

(1) 随后在2026年2月，SPL赎回了剩余的$ 200 其2026年SPL优先票据的本金总额为百万。

(2) 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。

高级笔记

SPL高级有担保票据

SPL优先有担保票据是SPL的优先有担保债务，与SPL的其他现有和未来优先债务具有同等受偿权，后者由相同的抵押品和对其任何未来次级债务的优先受偿权担保。根据允许的留置权，SPL优先有担保票据以pari passu以SPL的所有成员权益和SPL的几乎所有资产的担保权益为第一优先基础。SPL可随时按管辖SPL优先担保票据的相应契约中规定的特定价格，加上赎回日期之前的应计和未付利息（如有）赎回全部或部分SPL优先担保票据。将于2037年到期的SPL高级有担保票据系列将按照各自契约中规定的固定雕刻摊销时间表进行全额摊销。

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CQP优先票据

CQP优先票据由我们目前和某些未来的除SPL以外的子公司分别提供连带担保，并且在遵守其担保的某些条件的情况下，我们的某些其他子公司（每个a“担保人”总的来说，“CQP担保人”).CQP优先票据是我们的优先义务，与我们现有和未来的其他非次级债务在受偿权上排名相同，并且优先于其未来的任何次级债务。如果我们的有担保债务总额和在任何时间未偿还的CQP担保人的有担保债务（不包括CQP优先票据或根据CQP基础契约发行的任何其他系列票据）超过（1）$中的较大者 1.5 亿和（2） 10 占有形资产净值的百分比，2029年CQP优先票据、2031年CQP优先票据和2032年CQP优先票据将由我们和CQP担保人几乎所有现有和未来的有形和无形资产以及在CQP担保人中的权利和股权的第一优先留置权（以允许的产权负担为准）提供担保。为CQP优先票据提供担保的留置权（如适用）将与任何其他优先担保债务的持有人平等且按比例分享（受允许的留置权限制）。我们可以在任何时间，按照管辖CQP优先票据的相应契约中规定的特定价格，加上赎回日期之前的应计和未付利息（如有），赎回全部或部分CQP优先票据。

以下是截至2025年12月31日我们有义务为未偿债务支付的未来本金的时间表（单位：百万）：


截至12月31日的年度，	本金支付
2026	$	307
2027	1,612
2028	1,468
2029	1,624
2030	2,130
此后	7,439
合计	$	14,580

信贷便利

以下是截至2025年12月31日我们未偿还的信贷额度摘要（单位：百万）：


	SPL循环信贷工具（1）		CQP循环信贷便利（2）
设施总规模	$	1,000	$	1,000
减：
未结余额	—		—

签发的信用证	176		—
可用承诺	$	824	$	1,000

优先排序	高级担保		高级无抵押
可用余额利率（3）	SOFR加信用利差调整 0.1 %，加上保证金 1.0 % - 1.75 %或基本利率加 0.0 % - 0.75 %		SOFR加信用利差调整 0.1 %，加上保证金 1.125 % - 2.0 %或基本利率加 0.125 % - 1.0 %

未提取余额承诺费（三）	0.075 % - 0.30 %		0.10 % - 0.30 %
信用证手续费（3）	1.0 % - 1.75 %		1.125 % - 2.0 %
到期日	2028年6月23日		2028年6月23日

(1) SPL在SPL循环信贷安排下的义务由SPL的几乎所有资产以及SPL和SPL某些未来子公司的所有成员权益的质押担保 pari passu 以SPL优先担保票据的第一优先留置权为基础。SPL循环信贷工具包含信贷延期的惯常合同条件。

(2) CQP循环信贷融资下的义务由Cheniere Investments、SPLNG、CTPL、Sabine Pass LNG-GP，LLC、Sabine Pass Tug Services，LLC和Cheniere Pipeline GP Interests，LLC提供连带无条件担保 .

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(3) 利率、承诺费和信用证手续费的保证金根据适用主体的信用等级而有变动。

限制性债务契约

管理我们和SPL债务的协议包含惯常的违约条款和事件以及某些契约，除其他外，这些条款和事件可能会限制我们和SPL进行某些投资或支付分配的能力。例如，SPL一般被限制根据管理其债务的协议进行分配，直到除其他要求外，为使用现金或信用证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。此外，如在附注3 —重要会计政策摘要，我们的受限制现金及现金等价物主要受限制用于支付某些债务安排规定的与液化项目有关的负债。截至2025年12月31日，我们根据某些债务协议规定的合并子公司的受限制净资产约为$ 19 百万。

截至2025年12月31日，我们和SPL遵守了与我们各自的债务协议相关的所有契约。

利息费用

扣除资本化利息后的总利息支出包括以下（单位：百万）：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023
总利息成本		$	762	$	808	$	831
资本化利息		( 9 )		( 8 )		( 8 )
总利息支出，扣除资本化利息		$	753	$	800	$	823

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12月31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	$	14,580	$	14,637	$	15,232	$	14,803

(1) 账面金额不包括未摊销的贴现和发债成本。

(2) 截至2025年12月31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。

根据我们的信贷安排，任何未偿还借款的估计公允价值与未偿还本金金额相近，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。

附注11 — 租赁

我们的租赁资产主要包括拖船和陆地场地。除我们的某些拖船被归类为融资租赁外，我们所有的租赁都被归类为经营租赁。

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下表显示了我们的合并资产负债表上我们的使用权资产和租赁负债的分类和位置（单位：百万）：


		12月31日，
	合并资产负债表位置	2025		2024
使用权资产—经营性	经营租赁资产	$	76	$	79
使用权资产—融资	固定资产、工厂及设备，净值累计折旧净额	62		70
使用权资产总额		$	138	$	149

当前经营租赁负债	其他流动负债	5		4
当前融资租赁负债	其他流动负债	7		6
非流动经营租赁负债	其他非流动负债	73		76
非流动融资租赁负债	其他非流动负债	61		67
租赁负债总额		$	146	$	153

下表显示了我们的综合运营报表中租赁成本的分类和位置（单位：百万）：


		截至12月31日止年度，
	综合经营报表地点	2025		2024		2023
经营租赁成本（1）	营业成本和费用（2）	$	11	$	12	$	13
融资租赁成本：
使用权资产摊销	折旧和摊销费用	9		7		4
租赁负债利息	利息支出，扣除资本化利息	4		3		1
总租赁成本		$	24	$	22	$	18

(1) 包括$ 2 百万，$ 1 百万美元 1 百万分别于截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度产生的可变租赁成本。

(2) 在运营成本和费用内的适当项目中列报，与我们使用租赁项下资产的性质一致。

截至2025年12月31日经营租赁和融资租赁的未来年度最低租赁付款如下（单位：百万）：


截至12月31日的年度，	经营租赁		融资租赁
2026	$	8	$	11
2027	8		10
2028	9		12
2029	9		12
2030	9		12
此后	100		27
租赁付款总额	143		84
减：利息	( 65 )		( 16 )
租赁负债现值	$	78	$	68

下表为我们经营租赁和融资租赁的加权平均剩余租期和加权平均折现率：


	2025年12月31日				2024年12月31日

	经营租赁		融资租赁		经营租赁		融资租赁
加权-平均剩余租期（年）	25.6		7.2		26.4		8.2
加权平均贴现率	5.1	%	5.7	%	5.1	%	5.7	%

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下表包括我们经营租赁和融资租赁的其他量化信息（百万）：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
为计入租赁负债计量的金额支付的现金：
经营租赁产生的经营现金流	$	8	$	9	$	12
融资租赁产生的经营现金流	4		3		1
融资租赁产生的融资现金流	6		5		4
以经营租赁负债换取的使用权资产（一）	2		4		1
以融资租赁负债换取的使用权资产（二）	—		60		—

(1) 净额$ 33 截至2024年12月31日止年度，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。

(2) 净额$ 15 截至2024年12月31日止年度，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。

注12 — 收入

下表是收入的分类（百万）：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023
与客户的合同收入
LNG收入		$	8,200	$	6,550	$	6,991
LNG收入—附属公司		2,358		1,954		2,475

再气化收入		136		135		135
其他收入		64		65		63

与客户签订的合同收入总额		$	10,758	$	8,704	$	9,664

液化天然气收入

我们与第三方客户有许多SPA，以离岸价格销售液化天然气。我们的客户购买液化天然气的价格通常包括每百万英热单位液化天然气的固定费用（其中一部分会根据通货膨胀进行年度调整）加上每百万英热单位液化天然气的可变费用，通常等于 115 Henry Hub的%。固定费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气货物交付都应支付给我们的金额。可变费用部分是通常仅在交付液化天然气时才应支付给我们的金额加上未来对通货膨胀固定费用的所有调整。SPA下提供的SPA和合同量不与特定列车挂钩。此外，我们与Cheniere Marketing有协议，相关收入记录为LNG收入——附属公司。见附注13 —关联交易有关这些协议的更多信息。

再气化收入

Sabine Pass LNG接收站运营中的再气化能力约为 4 BCF/d.约 1 Sabine Pass液化天然气接收站再气化能力的BCF/d已根据与道达尔 Gas & Power North America，Inc.（“道达尔”）规定，无论他们使用LNG接收站如何，他们都必须每月向SPLNG支付固定费用。年支付总额约$ 125 百万（通货膨胀指数）他们被要求支付根据 20 2009年开始的年度合同代表固定对价。这笔费用的一部分每年都会因通货膨胀而调整，这被认为是可变的考虑因素。大约 2 Sabine Pass LNG接收站再气化能力的BCF/d已由SPL预留，其相关收入在合并中消除。

2012年，SPL与道达尔签订了部分TUA转让协议，据此，在液化项目的5号列车基本完成后，SPL可以与SPLNG一起获得基本上所有的道达尔的产能以及在道达尔’TUA下提供的其他服务。该协议为SPL在Sabine Pass液化天然气接收站提供了额外的停泊和储存能力，可用于在管理液化天然气货物装卸活动方面提供更大的灵活性，并允许SPL更灵活地管理其液化天然气储存能力。尽管有任何安排

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在道达尔和SPL之间，道达尔需要向SPLNG支付的款项将继续由道达尔根据SPLNG的TUA向其支付，我们继续将从道达尔收到的款项确认为收入。道达尔发生的成本在运营维护费用中确认。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，SPL录得$ 134 百万，$ 133 百万美元 132 万，分别作为本部分TUA转让协议项下的运营和维护费用。

合同负债

下表反映了我们的合同负债的变化，这些负债包括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12月31日止年度

递延收入，期初	$	229
已收到但尚未确认收入的现金	108
从前期递延中确认的收入	( 121 )
递延收入，期末	$	216

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（以百万计）：


	截至2025年12月31日止年度

递延收入—关联公司，期初	$	9
已收到但尚未确认收入的现金	4
从前期递延中确认的收入	( 3 )
递延收入—关联公司，期末	$	10

在根据销售合同条款向客户转让商品或服务之前，我们在收到对价时记录递延收入，或此种对价是客户无条件到期的。截至2025年12月31日和2024年12月31日的递延收入变化主要是由于收入确认时间和收到与根据某些SPA交付液化天然气相关的预付款之间的差异。

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12月31日			2024年12月31日
	不满意成交价格（十亿）		加权平均识别时间（年）（1）	不满意成交价格（十亿）		加权平均识别时间（年）（1）
LNG收入	$	41.0	7	$	44.4	7
LNG收入—附属公司	0.5		1	0.7		1
再气化收入	0.4		2	0.5		3
总收入	$	41.9		$	45.6

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

根据我们选择的豁免，上表中省略了以下潜在的未来收入来源：（1）属于原始预期期限为一年或更短的合同一部分的所有履约义务，以及（2）我们的SPA和TUI项下的几乎所有可变对价，完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的承诺，当该履约义务符合系列条件时，转让构成单一履约义务一部分的可明确区分的商品或服务。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）的未来价格在整个合同条款中到

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范围客户选择接收其液化天然气的交付，（2）消费者价格指数的调整和（3）某些或有事件的结果，包括实现某些合同下液化天然气交付所依据的里程碑。

下表汇总了上表所列与客户的合同项下赚取的可变对价百分比：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024
LNG收入		60	%	51	%
LNG收入—附属公司		72	%	64	%
再气化收入		8	%	8	%

注13 — 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12月31日止年度，
			2025			2024			2023
LNG收入—附属公司
SPA和信函协议（1）			$	2,358		$	1,954		$	2,472
天然气买卖合同（二）			—			—			3
液化天然气总收入——附属公司			2,358			1,954			2,475










销售成本—附属公司
SPA和信函协议（1）			—			4			—
天然气和液化天然气买卖合同（1）（2）			—			—			22
销售总成本—联营公司			—			4			22






运营和维护费用—附属公司

服务协议（3）			177			172			166



运维费用—关联方
天然气运输和储存协议（4）			28			58			62

一般和行政费用——附属公司
服务协议（3）			93			90			89

其他运营成本和费用—关联公司
服务协议（3）			1			2			1

其他收入—附属公司
服务协议（5）		24			—			—

(1) SPL主要根据SPA和信函协议向Cheniere Marketing销售LNG，价格等于 115 Henry Hub的百分比加上固定费用，但与IPM协议相关的SPA除外，其定价与国际天然气价格挂钩。SPL还与Cheniere Marketing签订了主SPA协议，允许SPL通过根据该协议执行和交付确认书，与Cheniere Marketing销售和购买液化天然气。此外，SPL与Cheniere Marketing有一项安排，在有限的情况下，如果运营条件影响到Sabine Pass或Corpus Christi液化设施的运营，SPL有能力潜在地履行对液化天然气买家的承诺。此类货物的购买价格将是以下两者中的较大者：（a） 115 适用的天然气原料采购价格或（b）离岸价美国墨西哥湾沿岸液化天然气市场价格的百分比。

(2) SPL与CCL签订了一项协议，该协议允许他们以双方在每笔交易中约定的价格和数量相互销售和购买天然气。根据这些协议购买的天然气最初记为库存，然后记为销售成本——销售时的附属公司，但与调试相关的采购除外

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资本化为LNG接收站在制品建设的活动。此外，SPLNG能够根据与Cheniere Marketing的协议销售和购买天然气和液化天然气。

(3) 我们没有员工，因此我们的子公司在日常业务过程中与Cheniere的关联公司有各种服务协议，包括建设、运营和维护液化项目所需的服务，以及行政服务。我们在服务协议下的付款结构主要包括成本报销加上基于每列在役列车的固定金额（按通货膨胀指数）的补偿费。在一列火车实质性完工之前，按在建火车资本支出的百分比收取补偿费。根据这些协议产生的未偿还金额记录在一般和行政费用——附属公司中。

(4) 这些安排是与间接拥有我们有限合伙人部分权益的投资管理公司部分拥有的一方进行的，并且，由于该实体出售此类权益自2025年5月13日起生效，截至该日期，该方不再被视为关联方。在出售之前，SPL是多项天然气运输和储存协议的一方，而CTPL是在液化项目运营的日常业务过程中与该方签订运营平衡协议的一方。

(5) 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。关联公司目前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。

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。

与联属公司收入合约下有关未来代价的披露载于附注12 —收入.

其他协议

码头海事服务协议

就其拖船租赁而言，Tug Services与Cheniere Terminals签订协议，在Sabine Pass液化天然气接收站为其液化天然气货船提供拖船和海运服务。该协议还规定，Tug Services应或有地向Cheniere Terminals支付其未来收入的一部分。根据这项协议，Tug Services派发$ 13 在截至2025年、2024年和2023年12月31日的每一年中，分别向Cheniere Terminals支付百万，这在我们的合并合伙人权益（赤字）报表中被确认为向我们的普通合伙人权益持有人分配的一部分。

州税收共享协议

SPLNG、SPL和CTPL都与Cheniere签订了州税共享协议。根据这些协议，Cheniere同意准备和提交所有实体和Cheniere必须合并提交的州和地方纳税申报表，并及时支付州和地方合并纳税义务。如果Cheniere自行决定要求付款，则每个相应实体将向Cheniere支付相当于每个实体在其州和地方纳税义务按单独的公司基础计算时将被要求支付的州和地方税的金额。迄今为止，已有无 Cheniere根据税收共享协议要求缴纳的州和地方税款。SPLNG、SPL和CTPL的协议分别对2008年1月、2012年8月和2013年5月或之后到期的报税有效。

合作努力协议

SPLNG执行合作奋进协议（“CEA”）与路易斯安那州卡梅伦教区的多个税务当局合作，允许他们从2007年到2016年从SPLNG收取某些预缴的年度从价税。这一倡议代表了一项总额为$ 25 百万以上 10 年，以便在飓风丽塔之后帮助他们的重建工作。作为对SPLNG提前支付年度从价税的交换，Cameron Parish授予SPLNG一笔美元对美元的信贷，以抵减未来将对Sabine Pass LNG接收站征收的从价税，作为

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最早在2019年。2018年，SPLNG签订了一份谅解备忘录，谅解备忘录免除了约$ 7.5 百万的美元对美元信贷，并在2022年达成协议，将美元对美元信贷的启动推迟到2027年。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们有$ 17 与向税务机关预缴税款到期的美元兑美元抵免额相关的百万元金额，记入我们合并资产负债表上的其他非流动资产。从2007年9月开始，SPLNG与Cheniere Marketing签订了多项协议，根据这些协议，Cheniere Marketing将向SPLNG支付额外的TUA收入，相当于SPLNG根据CEA向Cameron Parish税务当局支付的任何和所有金额。作为从Cheniere Marketing收到的TUA收入的交换，SPLNG将向Cheniere Marketing支付相当于对Sabine Pass LNG接收站征收的从价税所适用的美元对美元抵免额的款项。我们有$ 17 百万其他非流动负债——截至2025年12月31日和2024年12月31日的关联公司，来自从Cheniere Marketing收到的这些付款。

注14 — 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的收益或亏损向普通单位持有人产生的分配加上基于合伙协议条款的未分配净收益或亏损的分配，除以未偿还的普通单位的加权平均数。我们在该期间宣布的分配在合伙人权益（赤字）合并报表中列报。2026年1月28日，我们宣布派发现金 $ 0.830 向截至2026年2月9日登记在册的单位持有人提供的每普通单位，以及相关的普通合伙人分配，已于2026年2月13日就截至2025年12月31日的三个月支付。这些分配包括一个基本数额$ 0.775 每单位和可变金额$ 0.055 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金额，代表未分配净收入的任何剩余金额应分配给普通单位持有人和其他参与单位持有人，但前提是每个单位可以分享净收入，就好像该时期的所有净收入已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。

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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，而不是所列的四舍五入数字。



	合计		有限合伙人共同单位		普通合伙人单位		IDR


















截至2025年12月31日止年度
净收入	$	2,987
减：已申报分派（1）	2,062		1,597		41		424
假设分配未分配净收益（2）	$	925	907		18		—
假定分配净收入			$	2,504	$	59	$	424

加权平均未偿还单位			484
每单位基本和摊薄净收益			$	5.17


截至2024年12月31日止年度
净收入	$	2,510
减：已申报分派（1）	2,014		1,574		40		400

假设分配未分配净收益（2）	$	496	486		10		—
假定分配净收入			$	2,060	$	50	$	400

加权平均未偿还单位			484
每单位基本及摊薄净收益（3）			$	4.25

截至2023年12月31日止年度
净收入	$	4,254
减：已申报分派（1）	2,861		1,997		57		807

假设分配未分配净收益（2）	$	1,393	1,366		28		—
假定分配净收入			$	3,363	$	85	$	807

加权平均未偿还单位			484
每单位基本和摊薄净收益			$	6.95

(1) 表示就所列相应期间的收益宣布的分配。

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

(3) 由于四舍五入，表中的基本和稀释后的单位净收入可能无法准确重新计算，因为它是根据整数计算的，而不是所显示的四舍五入数字。

注15 — 承诺与或有事项

承诺

截至2025年12月31日，我们有各种不符合负债定义的未来合同承诺，因此不在我们的合并财务报表中确认为负债。包含重大未来承诺的已执行合同包括天然气运输和储存服务协议、运营我们的液化项目所需的货物和服务以及信用证。

环境和监管事项

Sabine Pass液化天然气接收站和CTPL受到联邦、州和地方法规、规则、条例和法律的广泛监管。这些法律要求我们与适当的联邦和州机构进行磋商，并获得并保持适用的许可和其他授权。不遵守这些法律可能会导致法律诉讼，其中可能包括重大处罚。我们认为，根据目前已知的信息，遵守这些法律法规不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流量产生重大不利影响。

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法律程序

我们现在并可能在未来作为一方参与各种法律诉讼，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。我们确认与法律和监管事项相关的法律费用，因为它们是发生的。管理层认为，截至2025年12月31日，有无合理预期会对我们的经营业绩、财务状况或现金流量产生重大影响的未决法律事项。

注16 — 分部信息和客户集中

我们已确定，我们作为一个单一的经营和可报告分部运营。我们由我们的普通合伙人管理，我们的普通合伙人的执行团队是按职能组织的，而不是法人实体或离散的财务数据监督，没有业务组件经理向首席运营决策者报告（“CODM”），他是我们普通合伙人的总裁兼首席执行官。首席财务官在合并层面定期根据单一细分基础分析财务和运营数据，与我们的综合服务产品保持一致，以便分配资源和评估业绩。

定期向主要经营决策者提供的与公认会计原则最一致的损益衡量标准是净收入，如我们的综合经营报表所示。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$ 732 百万，$ 388 百万美元 2.1 截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的收益分别为10亿美元。利息收入，包括在我们合并运营报表的利息和股息收入中，为$ 14 百万，$ 31 百万和$ 44 分别截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度的百万元。

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

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


		占外部客户合同总收入的百分比			应收贸易账款净额和合同资产净额占外部客户净额的百分比
	截至12月31日止年度，			12月31日，	12月31日，
		2025	2024	2023	2025	2024
客户A		22 %	22 %	23 %	28 %	20 %
客户B		15 %	15 %	16 %	19 %	*
客户C		15 %	15 %	16 %	12 %	20 %
客户D		14 %	14 %	15 %	21 %	18 %
客户e		10 %	11 %	11 %	*	*

*低于10%

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下表显示了归属于收入来源国的与外部客户签订的合同的总收入（单位：百万）。我们将收入归因于适用协议一方的主要营业地所在国家，个别占外部客户合同总收入10%或以上的外国与其余国家分开显示。归属于外国的收入不包括归属于特定国家不可行的某些销售和其他营业收入。


	外部客户合同收入总额
	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
美国	$	3,147	$	2,552	$	2,866
韩国	1,289		1,024		1,169
印度	1,259		1,015		1,119
爱尔兰	1,173		947		1,058
英国	949		980		718
其他国家	583		232		259
合计	$	8,400	$	6,750	$	7,189

注17 — 补充现金流动信息

下表对实质性现金流信息进行了补充披露（百万）：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
期间为债务利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额	$	710	$	841	$	748

非现金投资活动：
未付款购买物业、厂房及设备（1）	17		38		32

(1) 反映截至各期末各期间确认的资产和负债的未支付部分。

见附注11 —租赁用于补充与我们的租赁相关的现金流信息。

项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

项目9a。控制和程序

评估披露控制和程序

披露控制和程序包括但不限于旨在确保我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内被记录、处理、汇总和报告的控制和程序，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以允许及时决定所要求的披露。

根据截至2025年12月31日财政年度结束时的评估，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（定义见《交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e））有效确保我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息（1）得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以允许及时就所需披露做出决定，以及（2）记录、处理，在SEC规则和表格规定的时间段内汇总并报告。

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对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

管理层关于财务报告内部控制的报告

我们的管理层关于财务报告内部控制的报告包含在我们的合并财务报表中，并以引用方式并入本文。

项目9b。其他信息

《交易法》第10b5-1条规则提供了一项肯定性抗辩，允许以避免对在未来某个日期发起交易的担忧的方式进行证券的预先安排交易，同时可能拥有重要的非公开信息。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12月31日的三个月期间，无我们的普通合伙人的执行官或董事采用或终止了规则10b5-1交易计划或采用或终止了非规则10b5-1交易安排（定义见S-K条例第408（c）项）。

项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

第三部分

项目10。我们的总合作伙伴和公司治理的董事、执行官

Cheniere Partners的管理

Cheniere Partners GP作为我们的普通合伙人，管理我们的运营和活动。我们的普通合伙人不是由我们的单位持有人选举产生的，也不会在未来定期重新选举。我们普通合伙人的董事由普通合伙人的唯一成员选举产生。单位持有人无权选举我们普通合伙人的董事或直接或间接参与我们的管理或运营。

审计委员会

我们普通合伙人的董事会已任命一个审计委员会，该委员会由董事长Lon McCain、Vincent Pagano，Jr.和Oliver G. Richard, III组成，他们均为独立董事，并满足纽约证券交易所上市标准和《交易法》中规定的对审计委员会成员的额外独立性和金融知识要求。此外，我们的普通合伙人的董事会已确定，Lon McCain和Oliver G. Richard, III符合SEC定义的审计委员会财务专家的资格。

审计委员会协助我们普通合伙人的董事会监督我们合并财务报表的完整性以及我们遵守法律和监管要求以及合伙政策和控制的情况。审计委员会拥有保留和终止我们的独立注册会计师事务所、批准所有审计服务和相关费用及其条款以及预先批准我们的独立注册会计师事务所将提供的任何非审计服务的唯一权力。审计委员会还负责确认我们独立注册会计师事务所的独立性和客观性。我们的独立注册会计师事务所被允许不受限制地进入审计委员会。我们的审计委员会章程发布于https://cqpir.cheniere.com/company-information/governance-documents。

冲突委员会

根据我们的合伙协议，我们普通合伙人的董事会已任命一个冲突委员会，该委员会由独立董事Vincent Pagano, Jr.、董事长、James R. Ball、Lon McCain、TERM2和Oliver G. Richard, III组成，负责审查董事会认为可能涉及利益冲突的具体事项。冲突委员会将确定利益冲突的解决对我们是否公平合理。冲突委员会的成员不得是我们的普通合伙人的证券持有人、高级职员或雇员、普通合伙人的关联公司的董事、高级职员或雇员或除普通单位或其他公开交易单位之外的我们的任何所有权权益持有人，并且必须符合纽约证券交易所、《交易法》和其他联邦证券法规定的独立性标准。冲突委员会批准的任何事项最终被视为对我们公平合理，得到我们所有合伙人的批准，而不是我们的普通合伙人违反其可能欠我们或我们的单位持有人的任何义务。

CMI SPA委员会

我们普通合伙人的董事会已成立一个CMI SPA委员会，该委员会由董事长James Ball、Taylor Johnson和Scott Peak组成，以批准Cheniere Marketing与SPL之间签订的液化天然气销售协议。

其他

我们没有提名委员会，因为我们的普通合伙人的董事管理我们的运营。

我们也没有薪酬委员会。我们没有员工、董事或高级管理人员。我们由我们的普通合伙人Cheniere Partners GP管理。我们的普通合伙人自成立以来没有向其执行官支付任何现金补偿。我们普通合伙人的所有执行官也是Cheniere的执行官。Cheniere为这些官员履行作为Cheniere执行官的职责提供补偿，其中包括管理我们的合作伙伴关系。Cheniere不会在为我们提供的服务和为Cheniere及其附属公司提供的服务之间分配这笔补偿。

独立董事会议及与董事的通讯

我们的普通合伙人的董事会定期举行执行会议，其中独立董事在没有任何管理层成员出席的情况下举行会议。在此类执行会议期间，审计委员会主席担任主持主任。

希望与我们的普通合伙人的董事会或其任何成员进行沟通的感兴趣的各方应将任何沟通发送至公司秘书，Cheniere Energy Partners, L.P.，地址为845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002。如果利害关系方是单位持有人，则任何此类通信必须说明进行通信的单位持有人实益拥有的单位数量。公司秘书将向我们的普通合伙人的全体董事会或向通讯所针对的任何个人董事或董事转发此类通讯，除非公司秘书确定该通讯与合伙企业的业务或事务或我们的普通合伙人或其任何委员会的董事会的运作或组成无关，与不值得我们的普通合伙人的董事会注意的日常或无关紧要的事项有关，是广告或其他商业招揽或通讯，是轻率或冒犯性的，或在其他方面不适合交付给董事。收到任何此类通信的董事将有酌处权决定是否应将通信的主题提请我们的普通合伙人的全体董事会或其一个或多个委员会注意，以及对发送通信的人的任何回应是否适当。任何此类回复将通过公司秘书作出，并且仅根据合伙企业的政策和程序以及与信息披露相关的适用法律法规作出。

我们的普通合伙人的董事和执行官

以下列出了截至2026年2月20日，有关目前在董事会任职并担任我们普通合伙人执行官的个人的信息。Dell'Amore、Hutton和Peak先生在我们普通合伙人董事会中的任命是根据CQP Holdco LP（f/k/a Blackstone CQPHoldco LP）（“CQP Holdco”）根据我们的普通合伙人的第三份经修订及重述的有限责任公司协议（the“GP LLC协议”）委任若干董事加入我们普通合伙人的董事会。

姓名

年龄

选举日期

与我们的普通合伙人的立场

Jack A. Fusco

2016年5月

董事会主席兼总裁兼首席执行官

James R. Ball

2012年9月

董事

扎克·戴维斯

2020年8月

董事兼执行副总裁兼首席财务官

Christopher Dell’Amore

2023年1月

董事

Anatol Feygin

2024年10月

董事兼执行副总裁兼首席商务官

马修·赫顿

2024年4月

董事

泰勒·约翰逊

2023年6月

董事兼高级副总裁兼副总法律顾问

Lon McCain

2007年3月

董事

Vincent Pagano, Jr.

2012年12月

董事

斯科特·皮克

2025年4月

董事

Oliver G. Richard, III

2012年9月

董事

Jack A. Fusco

董事会主席兼我们普通合伙人的总裁兼首席执行官

Fusco先生自2016年5月起担任Cheniere总裁兼首席执行官，自2016年6月起担任董事。此外，Fusco先生还担任我们普通合伙人的董事长、总裁和首席执行官。Fusco先生还是Sabine Pass LNG，L.P.普通合伙人的经理、总裁兼首席执行官以及Sabine Pass Liquefaction，LLC的首席执行官。Fusco先生被《机构投资者》杂志评为2012年所有行业分析师排名的电气行业最佳CEO，以及2013年《投资者关系杂志》所有中型公司中CEO或董事长的最佳投资者关系。机构投资者还将Fusco先生评为2020年和2022年至2025年天然气行业全美执行团队最佳CEO。Fusco先生还被普氏全球能源奖评为2025年度首席执行官。

Fusco先生曾担任Calpine Corporation首席执行官（“Calpine”）于2008年8月至2014年5月，并于2014年5月至2016年5月11日担任Calpine执行主席。Fusco先生在2008年8月至2018年3月期间担任Calpine的董事会成员，当时Calpine被出售给Energy Capital Partners的关联公司和a

其他投资者联合体完成。Fusco先生于2008年被Calpine的主要股东招募，当时这家公司正从破产中走出来。Calpine成长为美国最大的天然气发电商，安全可靠地满足了需要更清洁、更省油和更可靠电力来源的经济体的需求。作为Calpine的首席执行官，Fusco先生管理着一支由大约2300名员工组成的团队，领导着美国最大的天然气采购商之一，这是一家成功的新型燃气发电设施开发商，也是一家审慎管理与作为商业电力生产商相关的固有商品交易和资产负债表风险的公司。

Fusco先生在能源行业超过40年的职业生涯始于他于1984年从萨克拉门托的加州州立大学获得机械工程学学士学位后就职于太平洋天然气和电力公司。 13年后，他加入高盛 Sachs，担任副总裁，负责大宗商品交易和批发电力的营销，这一角色促成了Orion Power Holdings的创立，这是一家独立的电力生产商，Fusco先生在1998-2002年期间曾担任总裁兼首席执行官，并得到高盛 Sachs的支持，帮助创立了Orion Power Holdings。 2004年，他被一群私人机构投资者邀请担任Texas Genco LLC的董事长兼首席执行官，并成功地管理了该业务从一家受监管的公用事业公司的子公司过渡到一家强大且盈利的独立公司，在2006年与NRG合并后为股东带来了超过5倍的回报。Fusco先生目前是美国-意大利癌症基金会的董事会成员，该基金会是一个支持癌症研究和教育的非营利组织。确定Fusco先生应担任我们普通合伙人的董事是因为他之前有领导成功的能源行业公司的经验，以及他作为Cheniere总裁兼首席执行官的观点。

James R. Ball

我们的普通合伙人董事、执行委员会和CMI SPA委员会主席以及冲突委员会成员

鲍尔先生曾于2011年至2019年担任能源和股票咨询公司Tachebois Limited的高级顾问。Ball先生曾于2011年9月至2013年6月担任提供商业能源咨询服务的专业服务公司Gas Strategies Group Ltd的非执行董事。从1988年到2003年，他担任Gas Strategies Group的首席执行官和董事长，这是他创立的一家公司，在那里他的职业生涯为许多世界上最大的液化天然气项目的融资、开发和运营提供咨询。2004年至2011年8月，他还担任Gas Strategies Group的执行董事。Ball先生在液化天然气业务方面拥有超过40年的经验。鲍尔先生是能源协会的研究员，也是天然气工程师和管理人员协会的同伴。鲍尔先生获得了科罗拉多大学的经济学学士学位和贝叶斯商学院的硕士学位。决定由Ball先生担任我们普通合伙人的董事，因为他有能源行业顾问的背景。Ball先生没有在拥有根据《交易法》第12条注册或受该法案第15（d）条要求约束的证券类别的公司或根据1940年《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务（the《投资公司法》）过去五年期间。

扎克·戴维斯

我司普通合伙人执行副总裁兼首席财务官、我司普通合伙人董事及执行委员会成员

Davis先生自2020年8月起担任Cheniere的首席财务官和我们的普通合伙人。机构投资者/Extel已将戴维斯先生认定为全美执行团队，买方和卖方投资者社区在2022年至2025年能源-天然气与Master有限合伙部门排名第一的首席财务官。

Davis先生于2013年11月加入Cheniere。在担任首席财务官期间，自2022年2月起担任执行副总裁，2020年8月至2022年2月担任高级副总裁。此前曾于2020年2月至2020年8月担任财务高级副总裁，并于2016年10月至2020年2月担任财务与规划副总裁。Davis先生拥有超过18年的金融经验，主要在液化天然气、电力、可再生能源、中游和基础设施领域。在加入Cheniere之前，Davis先生曾在瑞士信贷、Marathon Capital和HSH Nordbank担任能源投资银行和项目融资职务。戴维斯先生获得了杜克大学经济学学士学位。由于Davis先生的能源金融背景以及作为Cheniere执行副总裁兼首席财务官的视角，决定由Davis先生担任我们普通合伙人的董事。在过去五年中，Davis先生没有在拥有根据《交易法》第12条注册的证券类别的公司或受该法案第15（d）条要求约束的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。

Christopher Dell’Amore

我们的普通合伙人的董事和执行委员会的一名成员

Dell’Amore先生是黑石公司基础设施部门的董事总经理。在加入黑石之前，Dell’Amore先生曾任职于摩根士丹利基础设施合作伙伴（MSIP）和Fortress投资，专注于能源、电力和运输领域的私募股权投资。在此之前，Dell’Amore先生是法国兴业银行（Soci é t é G é n é rale）能源集团的分析师。Dell’Amore先生此前曾担任H ö egh LNG Holdings Ltd.的董事，该公司是浮式储存和再气化装置以及LNG运输船的主要所有者和运营商，在2021年5月至2021年9月期间担任董事会候补/观察员。Dell'Amore先生获得了高露洁大学的经济学和西班牙语言文学学士学位，并以优异成绩毕业，获得了宾夕法尼亚大学沃顿商学院的工商管理硕士学位和宾夕法尼亚大学劳德学院的国际研究（拉丁美洲）硕士学位。Dell’Amore先生根据GP LLC协议下CQP Holdco的权利被任命为我们普通合伙人的董事，并为董事会带来能源和基础设施投资经验。

Anatol Feygin

我们的普通合伙人的董事兼执行副总裁兼首席商务官

Feygin先生分别自2016年9月和2016年12月起担任Cheniere和Cheniere Partners GP的执行副总裁兼首席商务官。Feygin先生于2014年3月加入Cheniere，担任战略和企业发展高级副总裁。在加入Cheniere之前，Feygin先生于2007年11月至2014年3月在美国洛斯保险公司工作，最近担任该公司副总裁、能源策略师和高级投资组合经理。在加入洛斯保险之前，Feygin先生曾在美国银行工作了三年，最近担任全球大宗商品策略主管。费金先生的银行业生涯始于摩根大通证券公司，担任天然气管道和分销商高级分析师。Feygin先生此前曾于2019年5月至2021年4月在海上钻井供应商戴蒙德海底钻探公司的董事会任职。Feygin先生在罗格斯大学获得电气工程学士学位，在纽约大学Leonard N. Stern商学院获得金融硕士学位。决定Feygin先生担任我们普通合伙人的董事是因为他在能源和天然气行业的背景以及他作为Cheniere执行副总裁兼首席商务官的观点.

马修·赫顿

我们的普通合伙人董事和执行委员会成员

Hutton先生是布鲁克菲尔德基础设施集团的管理合伙人和能源基础设施投资主管。在担任这一职务期间，他负责监督和领导美洲的投资部门活动，并参与全球投资倡议的筛选和评估。在2016年9月加入Brookfield之前，Hutton先生是Koch Industries的企业发展经理，专注于能源、石化和化肥领域。此前，赫顿曾在麦格理集团（Macquarie Group Ltd.）的投资银行集团工作，专注于基础设施领域的投资机会。Hutton先生拥有伊萨卡学院的理学学士学位，主修金融。根据GP LLC协议下CQP Holdco的权利，Hutton先生被任命为我们普通合伙人的董事，并为董事会带来能源和基础设施投资经验。在过去五年中，Hutton先生没有在一家拥有根据《交易法》第12条注册的证券类别或受该法案第15（d）条要求约束的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。

泰勒·约翰逊

我司普通合伙人高级副总裁兼副总法律顾问、我司普通合伙人董事及CMI SPA委员会成员

Johnson先生自2024年2月起担任Cheniere和Cheniere Partners GP的高级副总裁兼副总法律顾问。他此前曾于2023年3月至2024年2月担任副总法律顾问和助理秘书。Johnson先生于2017年4月加入Cheniere，担任助理总法律顾问，为Cheniere的商业交易、项目开发活动以及气候和可持续性举措提供法律支持和战略建议。Johnson先生在液化天然气项目开发、液化天然气营销、液化天然气贸易和液化天然气运营方面拥有超过15年的经验。在加入Cheniere之前，Johnson先生曾在Veresen Inc.和BG集团担任高级法律和商业职务。约翰逊先生获得了阿比林基督教大学的学士学位和休斯顿大学的法学博士学位。决定由Johnson先生担任我们普通合伙人的董事是因为他在商业交易方面的背景以及他作为Cheniere高级副总裁和副总法律顾问的观点。Johnson先生在过去五年中没有在拥有根据《交易法》第12条注册的证券类别的公司或受该法案第15（d）条要求约束的公司或根据《投资公司法》注册为投资公司的任何公司担任任何其他董事职务。

Lon McCain

我们的普通合伙人董事、审计委员会主席和冲突委员会成员

麦凯恩先生于2009年7月至2010年8月担任Ellora Energy Inc.的执行副总裁兼首席财务官，该公司是一家私营的独立勘探和生产公司。在此之前，他于2001年担任Westport Resources Corporation的副总裁、财务主管和首席财务官，Westport Resources Corporation是一家公开上市的勘探和生产公司，直到2004年将该公司出售给Kerr-McGee Corporation。从1992年到加入Westport，麦凯恩先生是Petrie Parkman & Co.的高级副总裁兼负责人，Petrie Parkman & Co.是一家专注于石油和天然气行业的投资银行公司。从1978年到加入Petrie Parkman，麦凯恩先生曾在Presidio石油公司、Petro-Lewis公司和Ceres Capital担任高级财务管理职务。他目前是Crescent Energy Company的董事会成员，该公司是一家上市能源投资公司。麦凯恩先生此前曾于2006年通过2022年的私人收购在上市的石油和天然气勘探和生产公司大陆资源公司的董事会任职。他此前还曾在Contango石油和天然气公司的董事会任职，该公司于2021年12月与Independence Energy，LLC合并组建了Crescent Energy Company。麦凯恩先生在丹佛大学获得工商管理学士学位和金融硕士学位。1982年至2005年，麦凯恩先生还是丹佛大学金融学兼职教授。决定由麦凯恩先生担任我们普通合伙人的董事，因为他有担任能源公司首席财务官的经验，以及他作为能源行业投资银行家的背景。

Vincent Pagano, Jr.

我们的普通合伙人董事、冲突委员会主席和审计委员会成员

帕加诺先生曾担任SimpsonThacher & Bartlett LLP（一家律师事务所）的高级企业合伙人，从1981年至2012年底退休，专注于资本市场交易和上市公司咨询事务。帕加诺先生以优异成绩获得哈佛大学法学院法学学位和利哈伊大学工学学士学位，并以优异成绩获得加州大学伯克利分校工学硕士学位。Pagano先生还担任上市住宅建筑公司Hovnanian Enterprises, Inc.的董事，并于2013年至2019年6月与Harris Corporation合并之前担任航空航天和国防公司L3 Technologies, Inc.的董事。经确定，Pagano先生应担任我们普通合伙人的董事，因为他在资本市场方面的专业知识以及在各种公司事务上担任上市公司顾问的经验。

Oliver G. Richard, III

我们的普通合伙人的董事以及审计委员会和冲突委员会的一名成员

Richard先生是Empire of the Seed，LLC的所有者和总裁，这是一家能源和管理行业的私人咨询公司。Richard先生于1995年至2000年期间担任天然气公司Columbia Energy Group的董事长、总裁兼首席执行官，并于2009年至2019年被收购期间担任上市石油产品管道和终端公司巴克艾合伙公司的董事。从1982年到1985年，Richard先生一直是FERC的专员。Richard先生于2013年1月至2023年9月期间担任上市电力公司美国电力公司的董事。Richard先生获得了新闻学学士学位、路易斯安那州立大学法学博士学位和乔治敦大学税务法律硕士学位。决定由Richard先生担任我们普通合伙人的董事是因为他在能源行业的广泛背景，包括他在能源行业的公共和私营部门的经验。

斯科特·皮克

我司普通合伙人董事、执行委员会成员及CMI SPA委员会成员

匹克先生是布鲁克菲尔德基础设施集团的管理合伙人、联席总裁和北美负责人。担任这一职务时，他负责区域监督和投资战略领导，并参与全球投资举措的筛选和评估。在2016年1月加入布鲁克菲尔德之前，匹克曾在麦格理集团（Macquarie Group Ltd.）工作了十年，专注于基础设施领域。此前，匹克曾在Dresdner Kleinwort Wasserstein的并购集团工作。匹克此前曾于2022年4月至2023年4月、2024年4月至2025年4月担任Cheniere董事，并于2020年9月至2022年4月、2023年4月至2024年4月担任Cheniere Partners GP董事。匹克先生拥有欧洲工商管理学院的金融硕士学位和贝茨学院的经济学学士学位。根据GP LLC协议项下CQP Holdco的权利，Peak先生被任命为我们普通合伙人的董事，并为董事会带来能源和基础设施投资经验。

Code of Ethics和公司治理准则

我们的商业行为和道德准则涵盖了广泛的商业实践和程序，并进一步推进了我们的诚实、忠诚、公平和直率的基本原则。商业行为和道德准则获批

由我们的普通合伙人的董事。我们的商业行为和道德准则，适用于我们的所有董事、高级职员和员工，发布于https://cqpir.cheniere.com/company-information/governance-documents。我们还打算在我们的网站上发布对我们普通合伙人执行官的商业行为和道德准则的任何更改或豁免。

我们的公司治理准则规定了我们的普通合伙人的董事会实施的符合合伙企业及其单位持有人最佳利益的重要公司惯例。我们的企业管治指引可于以下网页查阅：https://cqpir.cheniere.com/company-information/governance-documents.

拖欠款第16（a）款报告

《交易法》第16条要求我们的普通合伙人的董事和执行官以及拥有我们股权证券注册类别10%以上的人向SEC提交初始所有权报告和所有权变更报告。SEC法规要求这些人向我们提供他们提交的所有第16（a）条表格的副本。仅根据我们对提供给我们的此类表格副本的审查以及我们的普通合伙人的董事和执行官的书面陈述（或基于我们所知的其他情况），我们认为所有第16（a）条的备案要求在2025年都得到了及时满足。

内幕交易政策

我们采用了适用于我们或我们的普通合伙人的董事、高级职员、雇员和其他涵盖人员的内幕交易政策和程序，管理我们证券的购买、出售和/或其他处置，并为合伙企业实施了我们认为合理设计的流程，以促进遵守内幕交易法律、规则和条例以及纽约证券交易所上市标准。我们的内幕交易政策作为本年度报告的附件 19以表格10-K提交。

项目11。行政赔偿

薪酬讨论与分析

我们的普通合伙人自成立以来没有向其执行官支付任何现金补偿。我们普通合伙人的所有执行官也是Cheniere的执行官。Cheniere为这些官员履行作为Cheniere执行官的职责提供补偿，其中包括管理我们的合作伙伴关系。Cheniere不会在为我们提供的服务和为Cheniere及其附属公司提供的服务之间分配这笔补偿。相反，Cheniere的一家附属公司为我们的利益向我们提供各种一般和行政服务，例如技术、商业、监管、财务、会计、财务、税务和法律人员配备以及相关的支持服务，根据一项服务协议，我们为此支付300万美元的季度非问责间接费用报销费用（经通货膨胀调整）。有关服务协议的说明，请参阅附注13 —关联交易本10-K表第8项下的合并财务报表附注。

2007年，我司普通合伙人的董事会通过了针对我司普通合伙人的员工、顾问和董事、其关联公司的员工和子公司的顾问的Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划。该计划的目的是加强吸引和留住对我们合作伙伴关系的成功运营至关重要的合格个人，并鼓励他们通过我们的股权所有权计划使他们的利益与我们的利益保持一致。该计划允许授予期权、受限制单位、虚拟单位和单位增值权。根据该计划，最多可批出1,250，000个单位。根据该计划授予的唯一奖励以虚拟单位的形式授予我们普通合伙人的非管理董事，由董事选举，在四年归属期内以普通单位、现金或等额结算。

薪酬委员会报告

如上文所述，我们的普通合伙人的董事会不设薪酬委员会。在履行职责时，我们的普通合伙人的董事会，代替薪酬委员会，与管理层审查并讨论了薪酬讨论与分析。基于这一审查和讨论，我们的普通合伙人的董事会建议将薪酬讨论和分析纳入这份10-K表格的年度报告。

由我们普通合伙人的董事会成员：

Jack A. Fusco

James R. Ball

扎克·戴维斯

Christopher Dell’Amore

Anatol Feygin

马修·赫顿

泰勒·约翰逊

Lon McCain

Vincent Pagano, Jr.

斯科特·皮克

Oliver G. Richard, III

薪酬委员会环环相扣与内幕人士参与

如上文所述，我们的普通合伙人的董事会不设薪酬委员会。如果要向我们的普通合伙人的高级管理人员支付任何补偿，则该补偿将由我们的普通合伙人的整个董事会审议批准，因为他们在需要该委员会的情况下履行薪酬委员会的职能。我们普通合伙人的董事或执行官均未担任另一实体的薪酬委员会成员，该实体在2025年期间拥有或曾经有一名执行官担任我们普通合伙人的董事会成员。

董事薪酬

2014年7月22日，我们普通合伙人的董事会批准向我们普通合伙人的每位非管理董事收取70,000美元的年费，用于作为董事的服务，自批准之日起按比例生效。还批准了审计委员会主席30000美元的年费；审计委员会主席以外的成员15000美元；冲突委员会主席10000美元；包括主席在内的冲突委员会成员每次会议2500美元；执行委员会主席10000美元；包括主席在内的执行委员会非雇员成员每次会议2500美元；以及CMI SPA委员会主席30000美元。所有董事费用自当选董事会之日起按比例支付，每季度支付一次。

除了支付给非管理董事的年费外，鲍尔、麦凯恩、帕加诺和理查德先生每年各获得3000个虚拟单位。自授予日一周年开始，将在授予日的每个周年日对四分之一的幻影单位进行归属。归属后，虚拟单位将根据董事的选举，以普通单位支付，金额等于该日期普通单位的公平市场价值，或两者相等的金额。董事不会就未偿还的虚拟单位收取任何分派，亦不会累积任何分派。Dell’Amore先生担任黑石公司基础设施集团的董事总经理，Hutton先生担任布鲁克菲尔德基础设施集团的董事总经理和能源基础设施投资主管，Peak先生担任布鲁克菲尔德基础设施集团的管理合伙人、联席总裁和北美主管。他们不会因担任董事而获得额外报酬。

下表显示了作为我们的普通合伙人的董事会成员在2025财年的服务所支付的报酬：


姓名	费用赚了或付费以现金		单位奖项（1）		期权奖项		非股权激励计划 Compensation		养老金价值变动和不合格递延薪酬收益		所有其他 Compensation		合计
Jack A. Fusco（2）	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—

James R. Ball（3）	112,500		161,940		—		—		—		—		274,440

扎克·戴维斯（2）	—		—		—		—		—		—		—
Christopher Dell’Amore（4）	—		—		—		—		—		—		—
Anatol Feygin（二）	—		—		—		—		—		—		—

马修·赫顿（4）	—		—		—		—		—		—		—
泰勒·约翰逊（2）	—		—		—		—		—		—		—


Lon McCain（5）	102,500		172,230		—		—		—		—		274,730

Vincent Pagano, Jr.（6）	97,500		167,460		—		—		—		—		264,960
斯科特·皮克（4）（7）	—		—		—		—		—		—		—
Oliver G. Richard, III（8）	85,000		161,940		—		—		—		—		246,940
马修·朗克尔（4）（7）	—		—		—		—		—		—		—

(1)反映合计授予日公允价值。虚拟单位将在董事选举时以共同单位、现金或两者相等的金额结算。这些单位使用授予日的收盘单价进行估值，并在归属日期之前按季度重新估值。

(2)在2025财年，Fusco、Davis和Feygin先生担任我们普通合伙人的执行官和Cheniere的执行官，Johnson先生担任我们普通合伙人的高级职员和Cheniere的高级职员。Cheniere为这些官员履行作为Cheniere员工的职责提供补偿，其中包括管理我们的合作伙伴关系。他们不会因担任董事而获得额外报酬。

(3)鲍尔先生在2025年获得了3,000个虚拟单位，授予日公允价值为161,940美元。此外，鲍尔先生收到了121,455美元的现金和750个普通单位，因为早些年授予的3,000个虚拟单位于2025年归属。截至2025年12月31日，他持有7500个幻影单位和8250个普通单位，总计15750个单位。

(4)Dell'Amore、Hutton、Peak和Runkle先生是Blackstone或Brookfield的雇员（如适用）。他们不因担任董事而获得额外报酬.

(5)麦凯恩先生在2025年获得了3,000个虚拟单位，授予日公允价值为172,230美元。此外，麦凯恩先生收到了0美元现金和3,000个普通单位，因为早些年授予的3,000个幻影单位于2025年归属。截至2025年12月31日，他持有7500个幻影单位及19500个普通单位，合共27,000单位。

(6)帕加诺先生在2025年获得了3,000个虚拟单位，授予日公允价值为167,460美元。此外，Pagano先生收到了83,730美元的现金和1,500个普通单位，因为早些年授予的3,000个幻影单位于2025年归属。截至2025年12月31日，他持有7500个幻影单位和14625个普通单位，合计22125个单位。

(7)自2025年4月1日起，Peak先生被任命为我们普通合伙人的董事会成员，Runkle先生辞去我们普通合伙人的董事会成员。

(8)Richard先生在2025年获得了3,000个虚拟单位，授予日公允价值为161,940美元。此外，Richard先生收到了80,970美元的现金和1,500个普通单位，因为早些年授予的3,000个虚拟单位于2025年归属。截至2025年12月31日，他持有7500个幻影单位及18750个普通单位，合共26,250单位。

董事的赔偿

我们与每位董事订立了赔偿协议，其中就董事在担任Cheniere Partners GP或我们的任何子公司的董事、高级职员、雇员、控制人、销售单位持有人、代理人或受托人时因代表我们采取或未采取的行动而产生的所有费用和索赔作出赔偿。根据协议，对于董事提出的索赔，一般不会提供任何赔偿（1），但根据赔偿协议提出的赔偿要求除外，如果我们批准提出此类索赔，或者如果特拉华州有限责任公司法要求提供赔偿，因为我们的董事已就此类索赔的是非曲直获得成功，（2）根据《交易法》第16（b）条提出的索赔，或者（3）如果法院作出最终判决，认定该董事的行为是恶意的、从事欺诈或故意不当行为，或者，在涉及刑事事项的情况下，在明知该行为不合法的情况下行事。将在法律、Cheniere Partners GP的成立证明和有限责任公司协议允许的范围内提供赔偿，如果根据法律，在赔偿协议日期之后扩大覆盖范围，则在更大程度上提供赔偿。在所有情况下，承保范围将不低于赔偿协议日期的现有范围。

项目12。某些受益所有人和管理层的安全所有权，以及相关的单位持有人事项

我们合伙企业中的有限合伙人权益按单位划分。截至2026年2月20日，以下单位未偿还：4.841亿个普通单位和990万个普通合伙人单位。

实益拥有的单位的数量和百分比是根据美国证券交易委员会关于确定证券实益所有权的规定报告的。根据SEC的规则，如果某人拥有或分享“投票权”，包括投票或指挥此类证券投票的权力，或“投资权”，包括处分或指挥此类证券处分的权力，则该人被视为证券的“实益拥有人”。任何人亦被视为任何证券的实益拥有人，而该人有权在60天内取得实益拥有权。根据本规则，一人以上可被视为同一证券的实益拥有人，而一人可被视为与其没有经济利益的证券的实益拥有人。

除脚注所示外，下表所列人员对其显示为实益拥有的所有单位拥有唯一的投票权和投资权，但须遵守适用的社区财产法。除脚注所示外，以下所列实益拥有人的地址为845 Texas Avenue，Suite 1250，Houston，Texas 77002。

超过百分之五的未偿还单位的拥有人

下表显示了截至2026年2月20日我们已知拥有超过5%的共同单位和/或普通合伙人单位的实益拥有人：


实益拥有人名称	实益拥有的共同单位	共同单位实益拥有百分比	占实益拥有证券总额的百分比
Cheniere Energy, Inc.（1）	239,872,502	50%	51%

黑石公司（2）	203,984,605	42%	41%
Brookfield Asset Management Inc.（3）	204,321,313	42%	41%

(1)钱尼尔能源，Inc.还拥有9,878，316个我们的普通合伙人单位。

(2)信息基于2023年4月4日CQP Rockies Platform LLC、CQP Common Holdco L.P.、BIP Chinook Holdco L.L.C.（持有338,242个普通单位的记录保持者）、BIP-V Chinook Holdco II L.L.C.（持有123,848个普通单位的记录保持者）、BIP Holdings Manager，L.L.C.、Blackstone Infrastructure Associates L.P.、BIA GP L.P.、BIA GP L.L.C.、Blackstone Holdings III L.P.、Blackstone Holdings III GP L.P.、Blackstone Holdings III GP Management L.L.C.、黑石公司TERM4（前身为The Blackstone Group Inc.）、Blackstone Group Management L.L.C.和TERMA. Schwarzman该协议还将CQP Holdco LP列为190,070，316个普通单位和BIP-V Chinook Holdco L.L.C.（“BIP-V”）作为13,170，436个普通单位的记录持有人。此外，黑石公司的间接子公司Harvest Fund Advisors LLC是根据附表13D/A于2020年9月28日向SEC提交的281,763个普通单位的实益拥有人，由

黑石集团及其附属公司。本脚注所指各人士的地址为345 Park Avenue，New York，New York 10154。

(3)信息基于Brookfield Asset Management Inc.于2020年9月30日向SEC提交的附表13D和2021年6月9日向SEC提交的表格4（“布鲁克菲尔德”）、BIF IV Cypress Aggregator（Delaware）LLC（“BIF IV Cypress Aggregator”）、Brookfield Infrastructure Fund IV GP LLC（“BIF”），布鲁克菲尔德资产管理 Private Institutional Capital Adviser（Canada），LP（“BAMPIC Canada”）与BAM合伙企业信托（原名Partners Limited）（“合作伙伴”).Brookfield Public Securities Group LLC管理的投资基金是1,080，561个普通单位的受益所有人。在此处报告的由报告人实益拥有的普通单位中，有190,070，316个由CQP Holdco LP直接持有。在此处报告的由报告人实益拥有的普通单位中，有13,170，436个由BIP-V直接持有。CQP Target Holdco L.L.C.（原名：BXCQP Target Holdco L.L.C.）（“Target Holdco”）是Blackstone CQP Common Holdco L.P.（“Blackstone Common Holdco”）、CQP Holdco LP和BX Rockies Platform Co LLC（“BX落基山脉”），并且由于其与BIP-V的关系，可能被视为对BIP-V直接持有的共同单位享有实益所有权。BIF IV Cypress Aggregator是Target Holdco的成员。BIF担任BIF IV Cypress Aggregator的间接普通合伙人。BAMPIC加拿大公司担任BIF的投资顾问。Brookfield是Brookfield Infrastructure Fund III GP和BAMPIC Canada的最终母公司。因此，Brookfield、BIF IV Cypress Aggregator、BIF、BAMPIC Canada和Partners可能被视为实益拥有Blackstone Common Holdco、CQP Holdco LP、BX Rockies和BIP-V各自持有的记录在案的共同单位。本脚注中指明的不同人士的地址为181 Bay Street，Suite 300，Brookfield Place，Toronto，Ontario M5J 2T3，Canada。

董事和执行官

下表列出了关于截至2026年2月20日我们普通合伙人的每位董事和执行官以及我们普通合伙人的所有现任董事和执行官作为一个集团实益拥有的共同单位的信息。2026年2月20日，CQP的现任董事和执行官实益拥有合共61,125个普通单位（不到当时已发行普通单位的1%）。

该表还列出了截至2026年2月20日我们普通合伙人的每位现任董事和执行官以及我们普通合伙人的所有董事和执行官作为一个整体实益拥有的有关Cheniere Energy, Inc.普通股的信息。截至2026年2月20日，钱尼尔能源，Inc.拥有约2.102亿股已发行普通股。


	Cheniere Energy Partners, L.P.		Cheniere Energy, Inc.
实益拥有人名称	实益所有权的数量和性质	班级百分比		实益所有权的数量和性质	班级百分比
Jack A. Fusco（1）	—	—%		724,062	*%
扎克·戴维斯	—	—		116,146	*
Anatol Feygin	—	—		187,540	*
James R. Ball	8,250	*		—	—
Christopher Dell’Amore（2）	—	—		—	—
马修·赫顿（2）	—	—		—	—
泰勒·约翰逊	—	—		49,573	*
Lon McCain	19,500	*		—	—
Vincent Pagano, Jr.	14,625	*		—	—
Oliver G. Richard, III	18,750	*		—	—
斯科特·皮克（2）	—	—		—	—
所有现任董事和执行官作为一个群体（11人）	61,125	*%		1,077,321	*%

*不到1%

(1)包括通过设保人留存年金信托间接持有的724,062股股份。

(2)Dell'Amore、Hutton和Peak先生根据GP LLC协议项下CQP Holdco的权利被任命为我们普通合伙人的董事，以任命某些董事进入我们普通合伙人的董事会。

股权补偿方案信息

2007年，我武生物普通合伙人董事会通过了《Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划》。下表提供了截至2025年12月31日有关该计划的某些信息：

计划类别

行使未行使期权、认股权证及权利时将发行的证券数量（1）

已发行股票加权平均行权价
期权、认股权证和权利

股权补偿计划下剩余可供未来发行的证券数量（不含第一栏反映的证券）（2）

证券持有人批准的股权补偿方案

—

不适用

—

未获证券持有人批准的股权补偿方案

16,875

不适用

1,161,500

合计

16,875

不适用

1,161,500

(1)已获授的虚拟单位须在董事选举时以普通单位支付，在归属时以现金支付，金额相当于该日期普通单位的公平市场价值，或两者相等。

(2)剩余可供发行的证券数量不包括在向董事发行的未归属虚拟单位归属时为发行而保留的证券，这些董事已作出不可撤销的选择以接收普通单位代替现金。

有关长期激励计划的更多信息，请参见“薪酬讨论与分析”。

项目13。某些关系和相关交易，以及董事独立性

关联交易

在我们于2007年完成首次公开发行普通单位之前，我们的普通合伙人的经理们批准了将向我们的普通合伙人及其关联公司进行的与我们正在进行的运营以及在我们清算的情况下进行的分配和付款。在我们的运营阶段，我们通常会向我们的单位持有人，包括我们的关联公司进行现金分配，如项目5。市场对注册人普通股权、相关单位持有人事项及发行人购买股本证券，表格10-K上的这份年度报告。在我们清算时，我们的合伙人，包括我们的普通合伙人，将有权根据他们各自的资本账户余额获得清算分配。

关联交易的审议、批准、批准程序

根据审计委员会章程，我们的普通合伙人的审计委员会被要求审查和批准合伙企业与任何关联方之间的所有交易或一系列相关财务交易、安排或关系，如果涉及的金额超过120,000美元并且此类交易未经我们的普通合伙人的冲突委员会审查。下列关联交易事项是除《中国证券报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《中国证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《附注13 —关联交易我们的合并财务报表附注，该附注以引用方式并入本文。除下文所述外，此类关联交易由我们的普通合伙人的董事会成员批准，其中包括审计委员会的每个成员。

在决定是否批准或批准关联交易时，我们的普通合伙人审计委员会将适用以下标准以及它认为适当的其他标准：

•关联交易的条款是否不低于在相同或类似情况下非关联第三方一般可获得的条款；

•该交易对合伙企业或关联方是否重大；及

•关联人在交易中的利益程度。

此外，根据我们的普通合伙人董事会批准的我们的商业行为和道德准则，我们的普通合伙人的董事、高级职员和员工应提请合规机构注意

官任何冲突或潜在的利益冲突。如果我们与董事、高级管理人员或我们的任何关联公司之间发生冲突或潜在利益冲突，任何此类冲突或潜在冲突的解决应由董事会根据我们的有限合伙协议的规定进行。

独立董事

因为我们是有限合伙，纽交所不要求我们普通合伙人的董事会由满足纽交所要求的独立性标准的多数董事组成。我们的普通合伙人董事会根据纽交所独立性标准，确定Ball先生、麦凯恩先生、Pagano先生和Richard先生为独立董事。

项目14。首席会计师费用和服务

我们的独立注册会计师事务所是毕马威会计师事务所 , 德克萨斯州休斯顿，核数师事务所ID 185 .下表列出了毕马威会计师事务所为2025年和2024年提供的专业服务收取的费用（单位：百万）：


	2025财年		2024财政年度
审计费用	$	3	$	3

审计费用— 2025年和2024年的审计费用包括与对我们的年度合并财务报表进行综合审计、审查我们的中期合并财务报表以及与注册报表和债务发行相关的服务相关的费用，包括安慰函和同意书。

审计相关费用— 2025年和2024年没有审计相关费用。

税费— 2025年、2024年无税费。

其他费用— 2025年、2024年无其他收费。

审计师事前审批政策和程序

根据审计委员会章程，审计委员会必须事先审查和批准独立会计师提供的所有审计和合法允许的非审计服务以及此类服务的费用。如果非审计服务（审查和证明服务除外）属于SEC规定的例外情况，则不需要预先批准。在截至2025年12月31日和2024年12月31日的财政年度内向我们提供的所有审计和非审计服务均获得预先批准。

第四部分

项目15。展览和财务报表时间表

（一）财务报表及附件

（一）财务报表— Cheniere Energy Partners, L.P.：


管理层向Cheniere Energy Partners, L.P.单位持有人提交的报告			51
独立注册会计师事务所的报告			52
综合业务报表			56
合并资产负债表			57
合伙人权益合并报表（赤字）			58
合并现金流量表			59
合并财务报表附注			60

（二）财务报表附表：

所有财务报表附表均被省略，因为它们不是必需的、不适用的，或者所需信息已包含在本10-K表中包含的合并财务报表和随附的附注中。

（三）展品：

作为本10-K表格的证据提交的某些协议包含协议各方仅为协议各方的利益而作出的陈述、保证、契约和条件。这些陈述、保证、契诺及条件：

•不应在所有情况下都被视为明确的事实陈述，而是在这些陈述被证明不准确时将风险分配给一方的一种方式；

•可能已被与协议谈判有关的向其他方作出的披露所限定，而这些披露不一定反映在协议中；

•可以适用与合理投资者不同的重要性标准；和

•仅在协议中规定的日期作出，并受制于后续发展和变化的情况。

因此，这些陈述和保证可能无法描述截至作出之日或任何其他时间的实际情况。包括这些协议是为了向您提供有关其条款的信息，并非旨在提供有关合伙企业或协议其他方的任何其他事实或披露信息。投资者不应依赖它们作为事实陈述。

附件编号

以引用方式纳入（1）

说明

实体

表格

附件

备案日期

2.1

出资和转让协议，由合伙企业、Cheniere LNG Holdings，LLC、Cheniere Partners GP、Cheniere Investments、Sabine Pass LNG-GP，Inc.和Sabine Pass LP签署，自2007年3月26日起生效

CQP

8-K

10.4

3/26/2007

2.2

合伙企业、Cheniere Pipeline Company、Grand Cheniere Pipeline，LLC和Cheniere于2012年8月9日签署的经修订和重述的买卖协议

CQP

8-K

10.2

8/9/2012

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

3.1

合伙企业有限合伙证书

CQP

（SEC文件编号333-139572）

S-1

3.1

12/21/2006

3.2

第四份经修订及重述的合伙企业有限合伙协议，日期为截至2017年2月14日

CQP

8-K

3.1

2/21/2017

3.3

Cheniere Partners GP成立证书

CQP

（SEC文件编号333-139572）

S-1

3.3

12/21/2006

3.4

Cheniere Partners GP第三次经修订和重述的有限责任公司协议，日期为2012年8月9日

CQP

8-K

3.2

8/9/2012

4.1

普通单位证书表格（包括作为上述TERM3.2的附件 A）

CQP

8-K

3.1

2/21/2017

4.2

日期为2013年2月1日的契约，由SPL、可能不时成为其订约方的担保人及作为受托人的纽约梅隆银行签署及相互之间订立

CQP

8-K

4.1

2/4/2013

4.3

第一份补充契约，日期为2013年4月16日，由SPL与作为受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1.1

4/16/2013

4.4

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2013年4月16日签订的第二份补充契约

CQP

8-K

4.1.2

4/16/2013

4.5

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2013年11月25日签署的第三份补充契约

CQP

8-K

4.1

11/25/2013

4.6

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2014年5月20日签署的第四份补充契约

CQP

8-K

4.1

5/22/2014

4.7

第五份补充契约，日期为2014年5月20日，由SPL与作为受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.2

5/22/2014

4.8

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2015年3月3日签署的第六份补充契约

CQP

8-K

4.1

3/3/2015

4.9

第七份补充契约，日期为2016年6月14日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

6/14/2016

4.10

2026年到期的5.875%优先有担保票据的表格（包括作为上述附件 4.9的附件 A-1）

CQP

8-K

4.1

6/14/2016

4.11

第八份补充契约，日期为2016年9月19日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

9/23/2016

4.12

第九份补充契约，日期为2016年9月23日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.2

9/23/2016

4.13

2027年到期的5.00%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.12的附件 A-1）

CQP

8-K

4.2

9/23/2016

4.14

第十份补充契约，日期为2017年3月6日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

3/6/2017

4.15

于2028年到期的4.200%优先有担保票据表格（包括作为上文4.14的附件的附件 A-1）

CQP

8-K

4.1

3/6/2017

4.16

第十一份补充契约，日期为2020年5月8日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行签署

SPL

8-K

4.1

5/8/2020

4.17

2030年到期的4.500%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.16的附件 A-1）

SPL

8-K

4.1

5/8/2020

4.18

第十二份补充契约，日期为2022年11月29日，由SPL与作为契约受托人的纽约梅隆银行签署

SPL

8-K

4.1

11/29/2022

4.19

2037年到期的5.900%优先有担保摊销票据的表格（包括作为上述TERM4.18的附件 A-1）

SPL

8-K

4.1

11/29/2022

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

4.20

日期为2017年2月24日的契约，由SPL、可能不时成为其订约方的担保人与作为契约项下受托人的纽约梅隆银行

CQP

8-K

4.1

2/27/2017

4.21

2037年到期的5.00%优先有担保票据表格（包括作为上文4.20的TERMA-1的附件）

CQP

8-K

4.1

2/27/2017

4.22

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2021年12月15日订立的契约

CQP

10-K

4.24

2/24/2022

4.23

2037年到期的2.95%优先有担保票据的表格（包括作为上文第4.22条的附件 A-1）

CQP

10-K

4.24

2/24/2022

4.24

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2021年12月15日订立的契约

CQP

10-K

4.26

2/24/2022

4.25

2037年到期的3.17%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.24的附件 A-1）

CQP

10-K

4.26

2/24/2022

4.26

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2021年12月15日签订的第一份补充契约

CQP

10-K

4.28

2/24/2022

4.27

2037年到期的3.19%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.26的附件 A-1）

CQP

10-K

4.28

2/24/2022

4.28

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2021年12月15日签订的第二份补充契约

CQP

10-K

4.30

2/24/2022

4.29

2037年到期的3.08%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.28的附件 A-1）

CQP

10-K

4.30

2/24/2022

4.30

SPL与作为受托人的纽约梅隆银行于2021年12月15日签署的第三份补充契约

CQP

10-K

4.32

2/24/2022

4.31

2037年到期的3.10%优先有担保票据表格（包括作为上述4.30的TERMA-1的附件）

CQP

10-K

4.32

2/24/2022

4.32

契约，日期为截至2017年9月18日，由合伙企业、其担保方与作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签订

CQP

8-K

4.1

9/18/2017

4.33

第一份补充契约，日期为2017年9月18日，由合伙企业、其担保方与作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签订

CQP

8-K

4.2

9/18/2017

4.34

第二份补充契约，日期为2018年9月11日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

9/12/2018

4.35

第三份补充契约，日期为2019年9月12日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

9/12/2019

4.36

2029年到期的4.500%优先票据的表格（包括作为上述TERM4.35的附件 A-1）

CQP

8-K

4.1

9/12/2019

4.37

第四份补充契约，日期为2020年11月5日，由合伙企业、其担保方与作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签订

CQP

10-Q

4.1

11/6/2020

4.38

第五份补充契约，日期为2021年3月11日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

3/11/2021

4.39

2031年到期的4.000%优先票据的表格（包括作为上述TERM4.38的附件 A-1）

CQP

8-K

4.1

3/11/2021

4.40

第六份补充契约，日期为2021年9月27日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

9/27/2021

4.41

2032年到期的3.25%优先票据表格（包括作为上述4.40的TERMA-1的附件）

CQP

8-K

4.1

9/27/2021

4.42

第七份补充契约，日期为2021年9月27日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

10/1/2021

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

4.43

第八份补充契约，日期为2023年6月21日，由合伙企业、其担保方及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

6/21/2023

4.44

2033年到期的5.9 50%优先票据的表格（包括作为上述附件 4.43的附件 A）

CQP

8-K

4.1

6/21/2023

4.45

第九份补充契约，日期为2024年5月22日，由合伙企业、其担保方以及作为契约项下受托人的纽约梅隆银行签署

CQP

8-K

4.1

5/22/2024

4.46

2034年到期的5.750%优先有担保票据的表格（包括作为上述TERM4.45的附件 A）

CQP

8-K

4.1

5/22/2024

4.47

第十份补充契约，日期为2025年7月10日，由合伙企业、其担保方和纽约梅隆银行作为契约下的受托人签署。

CQP

8-K

4.1

7/10/2025

4.48

2035年到期的5.550%优先票据的表格（包括作为上述附件 4.47的附件 A）

CQP

8-K

4.1

7/10/2025

4.49

根据1934年《证券交易法》第12条注册的注册人证券的说明

CQP

10-K

4.47

2/22/2024

10.1

高级循环信贷及担保协议，于SPL作为借款人、公司若干附属公司、新斯科舍银行作为高级融资代理、法国兴业银行作为共同证券受托人、发行银行及不时作为其订约方的贷方及其他参与者之间

SPL

（SEC文件编号333-273238）

S-4

10.46

7/13/2023

10.2

第四次修订和重述共同条款协议，SPL作为借款人、有担保债务持有人集团代表方、有担保对冲代表方、有担保天然气对冲代表方和法国兴业银行作为共同证券受托人和债权人间代理人之间

SPL

（SEC文件编号333-273238）

S-4

10.44

7/13/2023

10.3

SPL、SPL的某些子公司、法国兴业银行（Soci é t é G é n é rale）作为共同证券受托人、花旗银行（Citibank，N.A.）作为账户银行之间的第三次修订和重述账户协议

SPL

8-K

10.3

3/23/2020

10.4

信贷及担保协议，日期为截至2023年6月23日，合伙企业作为借款人、合伙企业的若干附属公司作为附属公司担保人、不时作为其订约方的贷款人、法国兴业银行、法国外贸银行、三井住友银行、新斯科舍银行、以及富国银行银行作为发行银行，以及作为行政代理人和协调牵头安排人的TERMA Bank，LTD，以及某些安排人和其他参与者

CQP

10-Q

10.2

8/3/2023

10.5†

Cheniere Energy Partners, L.P. 2007年长期激励计划

CQP

8-K

10.3

3/26/2007

10.6†

Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划（2012年重装奖励）下的Phantom Units协议表格

CQP

10-Q

10.9

11/2/2012

10.7†

Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划下的Phantom Units协议形式

CQP

10-Q

10.8

11/2/2012

10.8†

Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划下的Phantom单位协议形式（单位结算）

CQP

10-K

10.41

2/20/2015

10.9†

Cheniere Energy Partners, L.P.长期激励计划下的Phantom Units Agreement Form（Reload Units Settlement）

CQP

10-K

10.42

2/20/2015

10.10†

Cheniere Partners GP高级职员和/或董事的赔偿协议表格

CQP

10-Q

10.2

11/3/2022

10.11

SPL（卖方）与Gas Natural Aprovisionamientos SDG S.A.（随后转让给Gas Natural FENosa LNG GOM，Limited）（买方）于2011年11月21日签订的LNG买卖协议（离岸价格）

CQP

8-K

10.1

11/21/2011

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

10.12

SPL（卖方）与Gas Natural Aprovisionamientos SDG S.A.（随后转让给Gas Natural FENosa LNG GOM，Limited）（买方）于2013年4月3日签订的LNG买卖协议（离岸价格）第1号修正案

CQP

10-Q

10.1

5/3/2013

10.13

SPL（卖方）与Fenosa LNG GOM，Limited（Gas Natural Aprovisionamientos SDG S.A.的受让人）（买方）于2017年1月12日修订LNG买卖协议（离岸价格）

SPL

（SEC文件编号333-215882）

S-4

10.3

2/3/2017

10.14

经修订的关于SPL与Naturgy LNG GOM，Limited（Gas Natural Aprovisionamientos丨SDG 丨SDG S.A.的受让人）之间日期为2011年11月21日的液化天然气买卖协议从2023年6月8日的LIBOR改为SOFR的信函协议

CQP

10-Q

10.8

8/3/2023

10.15

SPL（卖方）与GAIL（India）Limited（买方）于2011年12月11日签订的LNG买卖协议（离岸价）

CQP

8-K

10.1

12/12/2011

10.16

SPL（卖方）与GAIL（India）Limited（买方）于2013年2月18日签署的LNG买卖协议（离岸价）第1号修正案

CQP

10-K

10.18

2/22/2013

10.17

关于SPL与GAIL（India）Limited于2023年6月16日将LIBOR改为SOFR，改为2011年12月11日经修订的LNG买卖协议的信函协议

CQP

10-Q

10.6

8/3/2023

10.18

SPL（卖方）与BG Gulf Coast LNG，LLC（买方）于2012年1月25日签订的经修订和重述的LNG买卖协议（离岸价）

CQP

8-K

10.1

1/26/2012

10.19

SPL与BG Gulf Coast LNG，LLC（经修订）关于日期为2023年5月18日的LIBOR至SOFR变更为日期为2012年1月25日的LNG买卖协议的信函协议

CQP

10-Q

10.5

8/3/2023

10.20

SPL（卖方）与韩国天然气公司（买方）于2012年1月30日签订的液化天然气买卖协议（离岸价）

CQP

8-K

10.1

1/30/2012

10.21

SPL（卖方）与韩国天然气公司（买方）于2013年2月18日签署的LNG买卖协议（离岸价格）第1号修正案

CQP

10-K

10.19

2/22/2013

10.22

关于SPL与韩国天然气公司于2023年6月30日将LIBOR改为SOFR，改为2012年1月30日液化天然气买卖协议的信函协议，经修订

CQP

10-Q

10.7

8/3/2023

10.23

SPL（卖方）与Cheniere Marketing，LLC（买方）于2014年8月5日修订和重述的液化天然气买卖协议（离岸价）

SPL

8-K

10.1

8/11/2014

10.24

日期为2016年12月8日的信函协议，修订SPL与Cheniere Marketing International LLP（作为Cheniere Marketing，LLC的受让人）于2014年8月5日签订的经修订和重述的LNG买卖协议（离岸价）

SPL

10-K

10.14

2/24/2017

10.25

SPL与Cheniere Marketing International LLP于2019年5月3日签署的经修订和重述的LNG买卖协议第1号修正案

CQP

10-Q

10.1

5/9/2019

10.26

日期为2021年8月4日的信函协议，内容有关SPL与Cheniere Marketing International LLP（作为Cheniere Marketing，LLC的受让人）于2014年8月5日签订的经修订和重述的液化天然气买卖协议（离岸价）

CQP

10-Q

10.2

8/5/2021

100

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

10.27

关于SPL与Cheniere Marketing International LLP于2023年6月26日将LIBOR改为SOFR的信函协议，日期为2014年8月5日，经修订的经修订和重述的LNG买卖协议（离岸价）

CQP

10-Q

10.9

8/3/2023

10.28

SPL与Cheniere Marketing International LLP于2022年6月15日签订的LNG买卖协议（Tourmaline Oil Marketing Corp）

CQP

10-Q

10.3

11/3/2022

10.29

Cheniere Terminals和SPL于2012年5月14日签署的管理服务协议

CQP

8-K

10.6

5/15/2012

10.30

Cheniere Terminals与SPL于2015年9月28日修订管理服务协议

SPL

10-Q/a

10.8

11/9/2015

10.31

Cheniere Terminals和SPLNG于2012年8月9日签署的经修订和重述的管理服务协议

CQP

10-Q

10.6

11/2/2012

10.32

Cheniere Terminals和CTPL于2013年5月27日签署的管理服务协议

CQP

10-Q

10.2

8/2/2013

10.33

Cheniere LNG O & M Services，LLC、Cheniere Partners GP和SPL于2012年5月14日签署的运营和维护协议（Sabine Pass液化设施）

CQP

8-K

10.5

5/15/2012

10.34

Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和承担协议（Sabine Pass液化运维协议）

Cheniere控股

S-1/a

10.76

12/2/2013

10.35

Cheniere LNG O & M Services，LLC、Cheniere Investments和SPL于2015年9月28日修订运营和维护协议（Sabine Pass液化设施）

SPL

10-Q/a

10.7

11/9/2015

10.36

Cheniere Partners GP、Cheniere LNG O & M Services，LLC和SPLNG于2012年8月9日签署的经修订和重述的运营和维护协议（Sabine Pass LNG设施）

CQP

10-Q

10.5

11/2/2012

10.37

Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和承担协议（Sabine Pass LNG O & M协议）

Cheniere控股

S-1/a

10.75

12/2/2013

10.38

Cheniere Terminals、合伙企业和Cheniere于2012年8月9日签署的经修订和重述的管理和行政服务协议

CQP

10-Q

10.4

11/2/2012

10.39

CTPL和Cheniere Partners GP于2013年5月27日修订和重述的运营和维护服务协议（Cheniere Creole Trail Pipeline）

CQP

10-Q

10.1

8/2/2013

10.40

Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和承担协议（Creole Trail O & M协议）

Cheniere控股

S-1/a

10.74

12/2/2013

10.41

Cheniere Marketing，Inc.和SPLNG于2007年10月23日与11个卡梅伦教区税务当局签订的合作奋进协议和代缴税款协议

切尼尔

10-Q

10.7

11/6/2007

10.42

Cheniere LNG O & M Services，LLC和Cheniere Partners GP于2012年8月9日修订和重述的服务和借调协议

CQP

10-Q

10.3

11/2/2012

10.43

Cheniere Partners GP和Cheniere Investments于2013年11月20日签署的转让和承担协议（服务和借调协议）

Cheniere控股

S-1/a

10.73

12/2/2013

101

附件编号

以引用方式纳入（1）

附件编号

说明

实体

表格

附件

备案日期

10.44

Cheniere、Cheniere Partners GP、合伙企业、Cheniere Class B Units Holdings，LLC、Blackstone CQP Holdco LP及其他投资者不时订立的日期为2012年7月31日的投资者及登记权协议

CQP

8-K

10.1

8/6/2012

14.1*

商业行为和道德准则

19*

内幕交易及合规政策

21.1*

合伙企业的子公司

22.1

发行人及担保子公司名单

CQP

10-Q

22.1

8/7/2025

23.1*

毕马威会计师事务所的同意

31.1*

《交易法》规则13a-14（a）和15d-14（a）要求的首席执行官认证

31.2*

《交易法》规则13a-14（a）和15d-14（a）要求的首席财务官证明

32.1**

根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条由首席执行官进行认证

32.2**

首席财务官根据18 U.S.C.第1350条根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的证明

97*

Cheniere Energy Partners, L.P.回拨政策

101.INS*

XBRL实例文档

101.SCH*

XBRL分类学扩展架构文档

101.CAL*

XBRL分类法扩展计算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）


(1)			除非另有说明，否则展品通过引用Cheniere（SEC文件编号001-16383）、CQP（SEC文件编号001-33366）、Cheniere能源合作伙伴 LP Holdings，LLC（“Cheniere Holdings”）（SEC文件编号333-191298）、SPL（SEC文件编号333-192373）和SPLNG（SEC文件编号333-138916）（如适用）的报告并入。
*			随函提交。
**			特此提供。
†			管理合同或补偿性计划或安排。

102

项目16。表格10-K摘要

没有。

103

签名

根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，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

						签名：			/s/Jack A. Fusco
									Jack A. Fusco
									总裁兼首席执行官（首席执行官）
						日期：			2026年2月25日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人的普通合伙人并以身份和在所示日期签署如下。


签名	标题	日期


/s/Jack A. Fusco	总裁兼首席执行官、董事会主席（首席执行官）	2026年2月25日
Jack A. Fusco

/s/扎克·戴维斯	执行副总裁兼首席财务官、董事（首席财务官）	2026年2月25日
扎克·戴维斯

/s/大卫·斯莱克	高级副总裁兼首席财务官（首席会计干事）	2026年2月25日
大卫·斯莱克

/s/Anatol Feygin	执行副总裁兼首席商务官、董事	2026年2月25日
Anatol Feygin

/s/泰勒·约翰逊	高级副总裁兼副总法律顾问、董事	2026年2月25日
泰勒·约翰逊

/s/James R. Ball	董事	2026年2月25日
James R. Ball

/s/Christopher Dell’Amore	董事	2026年2月25日
Christopher Dell’Amore

/s/马修·赫顿	董事	2026年2月25日
马修·赫顿

/s/Lon McCain	董事	2026年2月25日
Lon McCain

/s/Vincent Pagano Jr.	董事	2026年2月25日
Vincent Pagano Jr.

/s/斯科特·皮克	董事	2026年2月25日
斯科特·皮克

/s/Oliver G. Richard, III	董事	2026年2月25日
Oliver G. Richard, III

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