vg-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 12月31日 , 2025

或

☐ 根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告为从到的过渡期。

委托文件编号 001-42486

Venture Global，INC。

（其章程所指明的注册人的确切名称）

特拉华州

95-3539083

（公司所在州或其他司法管辖区或其他法团管辖或组织）

（国税局雇主识别号码）

1001 19th Street North，Suite 1500

阿灵顿 , 维吉尼亚 22209

（主要行政办公室地址）

( 202 ) 759-6740

（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：

各班级名称

交易代码

注册的各交易所名称

A类普通股，面值0.01美元

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。是☐ 无 ☒

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。（勾选一）：


大型加速申报器☐加速申报器☐						较小的报告公司 ☐
非加速披露公司（不检查是否较小的报告公司）						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）节规定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）。是☐否 ☒

非关联公司于2025年6月30日（即其最近完成的第二财季的最后一个工作日）持有的注册人有投票权和无投票权的普通股的总市值（基于纽约证券交易所在该日期报告的注册人普通股的收盘价15.58美元）约为$ 7.1 十亿。

截至2026年2月13日，注册人A类普通股的流通股数为 488,365,847 ，而注册人已发行的B类普通股的股份数目为 1,968,604,458 .

以引用方式纳入的文件

注册人年度股东大会最终代理声明的某些部分（将在注册人的财政年度结束后120天内提交）以引用方式并入本年度报告第III部分的10-K表格。除通过引用方式具体并入本年度报告10-K表格的信息外，该代理声明将不被视为作为本文件的一部分提交。


			页
关键术语词汇表			1
关于前瞻性陈述的警示性声明			5
与我们业务相关的重大风险摘要			8
第一部分
项目1。商业			10
项目1a。风险因素			33
项目1b。未解决员工意见			96
项目1c。网络安全			96
项目2。物业			98
项目3。法律程序			98
项目4。矿山安全披露			101
第二部分
项目5。市场为注册人的普通股权益、相关股东事项及发行人购买股本证券			102
项目6。[保留]			103
项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			103
项目7a。关于市场风险的定量和定性披露			130
项目8。财务报表和补充数据			132
项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧			178
项目9a。控制和程序			178
项目9b。其他信息			179
项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露			179
第三部分
项目10。董事、执行官和公司治理			179
项目11。高管薪酬			180
项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项			180
项目13。若干关系及关联交易及董事独立性			181
项目14。主要会计费用和服务			181
第四部分
项目15。展品和财务报表附表			181
项目16。表格10-K摘要			197
签名			198

表内容

关键术语词汇表

除非另有说明或上下文另有要求，本表10-K中使用的：

◦黑鳍指Blackfin Pipeline，LLC，为公司透过其全资附属公司Venture Global Midstream Holdings，LLC与从事Blackfin Pipeline开发及建设的WhiteWater Development LLC的合营企业；

◦Blackfin信贷便利指Blackfin获得的项目融资，由高级担保定期贷款融资或Blackfin TLB融资、高级担保建筑定期贷款融资或Blackfin TLA融资、高级担保营运资金融资或Blackfin营运资金融资组成；

◦Calcasieu资金指Calcasieu Pass Funding，LLC；

◦Calcasieu控股指Calcasieu Pass Holdings，LLC；

◦Calcasieu Pass信贷便利指VGCP获得的项目融资，包括建设定期贷款，或Calcasieu Pass建设定期贷款，以及营运资金融资，或Calcasieu Pass营运资金融资；

◦A类普通股指我们的A类普通股，每股面值0.01美元，每股有权投一票；

◦B类普通股指我们的B类普通股，每股面值0.01美元，有权获得每股十票；

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

◦商业运营指项目或项目的一个阶段（如适用）发生COD后开始的生产期；

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

◦调试货物指我们在液化天然气项目调试阶段生产的液化天然气货物，该项目一旦生产出第一批液化天然气就开始，一旦一个项目或其阶段实现COD就结束。出售委托货物的收益在我们的财务报表中确认为在建工程成本基础的减少，直到资产从会计角度投入使用，其时间可能与COD不同。从会计角度看资产投入使用后，收益通过收入确认；

◦商品费指与与Henry Hub挂钩的相关期间内销售的液化天然气相关费用的成交量加权平均部分；

◦公司，我们，我们的，我们或类似术语指Venture Global，Inc.及其子公司，统称；

◦订约SPA意味着COD后的SPA和Firm-Start SPA。

◦正大快递指Venture Global CP Express，LLC；

◦CP资金可赎回优先股指Calcasieu Funding发行的900万个可赎回优先单位；

◦卜蜂控股可转换优先股指Calcasieu Holdings发行的400万个可转换优先单位；

◦CP2指Venture Global CP2 LNG，LLC；

◦CP2桥梁设施指CP2为资助CP2项目的部分项目成本而订立的有担保过桥信贷安排，包括28亿美元的过桥贷款安排和1.75亿美元的三年期利息储备安排；

◦CP2信贷便利指CP2获得的项目融资，由优先担保建设定期贷款融资、或CP2建设定期贷款、优先担保营运资金融资、或CP2营运资金融资组成；

表内容

◦CP2 EPC合同指建设CP2项目所依据的第一期和第二期EPC合同；

◦CP2控股指CP2 LNG Holdings，LLC；

◦CP2控股EBL设施指有担保股权过桥信贷便利，包括28亿美元的有担保股权过桥信贷便利和1.91亿美元的三年期有担保利息储备信贷便利；

◦CP2采购指CP2 Procurement，LLC；

◦CP3指Venture Global CP3 LNG，LLC；

◦目前许可年化产能y指获得一个或多个相关监管机构授权的我们每个项目的液化天然气生产水平

◦德尔塔指Venture Global Delta LNG，LLC；

◦DES指已交付离船，就液化天然气SPA而言，这要求卖方将液化天然气交付到指定港口；

◦美国能源部指美国能源部；

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

◦埃米尔指欧洲市场基础设施监管；

◦EPC指工程、采购和施工；

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

◦产能过剩或过剩的液化天然气指我国液化设施生产的液化天然气超过铭牌能力的数量；

◦预计年化峰值产能指我们的液化设施在最佳操作条件下（例如，较低的环境温度、设备效率峰值、理想的原料气成分和最短的停机时间）每年生产的液化天然气的预期最大技术后COD生产水平；

◦预计年化产能指我们的液化设施在正常运营条件下每年生产的液化天然气的预期可持续COD后生产水平；

◦FERC指联邦能源监管委员会；

◦FID指与项目或其一个阶段的开发有关的最终投资决定，就液化天然气项目而言，该投资决定要求该项目已获得（i）全面建设、委托和运营该项目或其一个阶段所需的所有债务和股权融资安排，以及（ii）建设、运营和出口液化天然气所需的所有必要许可；

◦坚定起步的SPA指签订的SPA，其中交付LNG的义务从预先确定的未来日期开始（而不是某个项目的COD后）；

◦固定液化费指与相关期间销售的液化天然气相关的固定液化费用的数量加权平均数，不包括可变商品费用；

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

◦自由贸易协定指自由贸易协定；

◦公认会计原则指美国普遍接受的会计原则；

◦鳄鱼快递指Venture Global Gator Express，LLC；

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

◦HGEO指美国能源、碳氢化合物和地热能部办公室；

◦国际刑事法院指国际商会、国际仲裁法院;

◦公司间过剩产能SPA指我们的任何项目（包括Calcasieu、Plaquemines或CP2项目）订立的SPA，在该项目的COD实现后，向VG商品销售超过相应项目铭牌产能生产的任何过剩LNG；

◦首次公开发行指我们于2025年1月27日完成的首次公开发行A类普通股，每股面值0.01美元；

◦JKM指东北亚地区液化天然气的日韩标志物指数；

◦KZJV指KZJV，LLC，一家有限责任公司，由KBR EPC成员公司和Zachry Industrial，Inc.所有；

表内容

◦液化列车或火车指将天然气冷却至液态的液化生产装置；

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

◦液化天然气委托销售协议指委托货物在执行时按现行市场价格出售的短期或中期销售协议；

◦液化天然气出口量指离开我们的液化天然气设施的液化天然气量；

◦液化天然气销量指交付给客户并在运营结果中得到认可的液化天然气；

◦MMBTU表示百万英热单位；

◦mtpa指每年百万吨，这是LNG年产量的常用计量单位；

◦兆瓦指一百万瓦，单位功率；

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

◦天然气指在标准温度和压力下呈气态的任何碳氢化合物；

◦天然气供应合同指向我司项目供应原料气的天然气远期采购合同；

◦NPN指正常采购和正常销售范围例外，GAAP下的一条规则；

◦综合激励计划指Venture Global，Inc. 2025年综合激励计划；

◦Plaquemines信贷便利指VGPL获得的项目融资，包括定期贷款融资，或Plaquemines建设定期贷款，以及营运资金循环融资，或Plaquemines营运资金融资；

◦Plaquemines EPC合同指建设Plaquemines项目所依据的第1期和第2期EPC合同；

◦COD后水疗中心指特定项目或其阶段发生COD后买卖液化天然气的SPA；

◦项目指我们现有和拟议的液化天然气设施和相关资产，包括Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目以及对这些项目的任何附加扩建，包括Plaquemines扩建项目和CP2扩建项目。

◦再气化指液化天然气从LNG运输船卸载后加热液化天然气使其从液态转化为气态的过程；

◦REMIT意味着关于批发能源市场诚信和透明度的监管；

◦雷普索尔指Repsol LNG Holding，S.A.；

◦销售和运输指我们通过VG商品开展的直接销售和运输业务；

◦SEC指美国证券交易委员会；

◦贝壳指壳牌NA LNG LLC；

◦SOFR指美国有担保隔夜融资利率；

◦SPA指LNG买卖协议；

◦TBTU指万亿英热单位；

◦TCP指TransCameron Pipeline，LLC；

◦测试LNG销售情况指出售液化天然气项目早期投产期间产生的测试液化天然气的收益；

◦项目总成本手段完成一个项目的成本，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，不包括运营、维护以及延长调试和启动活动的成本；

◦触发日期指（i）VG合伙人及其允许的受让方首次不再实益拥有我们在董事选举中有权进行一般投票的已发行普通股的合并投票权的50%以上，或（ii）我们未能符合适用的证券交易所规则下的“受控公司”（或类似公司）的资格；

◦TRIR指总可记录事故率；

◦TTF指欧洲液化天然气产权转让便利指数；

◦美国指美利坚合众国；

◦Venture Global指Venture Global，Inc.，但不是其子公司；

◦VG商品指Venture Global Commodities，LLC；

◦VG合作伙伴指Venture 伙伴全球 II，LLC，我们的控股股东；

表内容

◦VGCP指Venture Global Calcasieu Pass，LLC；

◦VGCP高级有担保票据指VGCP 2029票据、VGCP 2030票据、VGCP 2031票据和VGCP 2033票据，统称；

◦VGLNG或Venture Global LNG指Venture Global LNG，Inc.；

◦VGLNG优先有担保票据指VGLNG 2028票据、VGLNG 2029票据、VGLNG 2030票据、VGLNG 2031票据和VGLNG 2032票据，统称；

◦VGLNG A系列优先股指VGLNG发行的300万股A轮固定利率重置累计可赎回永久优先股；

◦VGLNG循环信贷工具指由VGLNG获得的融资，包括20亿美元的高级担保信贷安排；

◦VGPL指Venture Global Plaquemines LNG，LLC；

◦VGPL高级有担保票据指VGPL 2030票据、VGPL 2033票据、VGPL 2034年1月票据、VGPL 2034年6月票据、VGPL 2035票据和VGPL 2036票据，统称；

◦液化天然气销量加权平均价格指合同销售价格，一般由液化费和商品费组成；和

◦沃利指Worley Field Services Inc。

表内容

关于前瞻性陈述的警示性陈述

本10-K表包含前瞻性陈述。我们打算将这些前瞻性陈述纳入经修订的1933年《证券法》第27A条或《证券法》和经修订的1934年《证券交易法》第21E条或《交易法》所载前瞻性陈述的安全港条款。除历史事实陈述外，此处包含的所有陈述均为“前瞻性陈述”。在某些情况下，前瞻性陈述可以通过“可能”、“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“预期”、“计划”、“项目”、“打算”、“预期”、“相信”、“估计”、“预测”、“潜在”、“追求”、“目标”、“继续”等术语来识别，这些术语或其他类似术语的否定。

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

•我们可能无法在未来保持盈利能力、保持正的经营现金流并确保充足的流动性，包括由于液化天然气市场的波动性和可变性，我们产生收益的能力以及将定期从销售非合同委托货物和过剩货物中收到的收益金额存在重大不确定性；

•我们需要大量额外资本来建设和完成我们的项目，包括我们的一些现有项目、未来项目、潜在的补强扩张和相关资产，以及我们可能无法以可接受的条款获得此类融资，或者根本无法获得此类融资；

•我们可能无法建造或运营我们所有拟议的液化天然气设施或管道或超出目前计划的任何额外液化天然气设施或管道，包括我们已确定的任何附加扩建机会，以及生产超过我们铭牌产能的液化天然气，这可能会限制我们的增长前景，包括由于延迟获得监管批准或无法获得必要的监管批准以在我们估计的开发期间完成建设；

•与我们的天然气液化和出口项目相关的重大运营风险，包括我们现有的项目和任何潜在的附加扩建、我们开发的任何未来项目、我们的管道、我们的液化天然气罐车以及我们的再气化终端使用权；

•我们可能无法准确估计我们项目的成本，以及我们项目的天然气管道和管道连接的建设和运营遭受与获得监管批准相关的成本超支和延误的风险、开发风险、劳动力成本、无法获得熟练工人、操作危险及其他风险；

•关于国际贸易协定未来的不确定性和美国对国际贸易的立场，包括关税的影响；

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

表内容

•我们可能无法及时或以我们可接受的条款签订必要的合同来建设我们的项目，或进行任何潜在的补强扩张；

•我们可能无法与客户就我们现有项目、任何潜在的补强扩张或我们开发的任何未来项目的总预期铭牌产能的足够部分与客户签订订约的SPA，或以其他方式出售；

•我们依赖我们的EPC和其他承包商和供应商来成功完成我们的项目和交付我们的液化天然气油轮，包括我们的承包商可能无法履行其合同规定的义务；

•各种经济和政治因素，包括环境或其他公共利益团体的反对，或我们的项目缺乏所需的当地政府和社区支持，这可能会对我们项目的许可状态、时间安排或整体开发、建设和运营产生负面影响；

•FERC监管对我国州际天然气管道及其FERC天然气关税的影响；

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

•我们项目的持续时间和分阶段调试启动产生的潜在额外风险；

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

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

•季节性波动对我们业务的潜在负面影响；

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

•我公司LNG油轮船队管理运营及未来再气化码头使用权相关风险；

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

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

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

•下讨论的与其他因素相关的风险项目1a。—风险因素本表格10-K。

此外，由于我们在竞争非常激烈和瞬息万变的商业环境中运营，新的风险不时出现。我们的管理层不可能预测所有风险，也无法评估所有因素对我们业务的影响或任何因素或因素组合可能导致实际结果与我们可能做出的任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异的程度。鉴于这些不确定性，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。

表内容

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

任何前瞻性陈述仅代表作出此类陈述之日的情况，我们不承担更新任何前瞻性陈述以反映作出此类陈述之日之后的事件或情况的任何义务，除非联邦证券法要求。如果这些或其他风险或不确定性中的一项或多项成为现实，或者如果我们的基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与我们可能通过这些前瞻性陈述所表达或暗示的内容存在重大差异。我们提醒您，您不应过分依赖我们的任何前瞻性陈述。此外，新的风险和不确定性不时出现，我们无法预测那些事件或它们可能如何影响我们。

表内容

与我们的业务相关的材料风险汇总

我们的业务受到许多风险和不确定性的影响，您在评估我们的业务时应注意这些风险和不确定性。这些风险包括但不限于以下方面：

•我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力受到重大不确定性的影响。

•我们仅有有限的业绩记录和历史财务信息，无法保证我们的业务将长期成功.

•Calcasieu项目调试货物销售的历史收益，由于设备可靠性的意外挑战而延长了调试期，并在高价环境中开始生产液化天然气，可能无法表明调试期的持续时间或我们任何其他项目或其扩建的收益金额。

•鉴于现货市场价格的显着波动，我们通过销售委托货物产生收益的能力受到此类收益的显着不确定性和波动性的影响。

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

•我们没有与客户就CP2项目第2阶段的预期铭牌总容量或其他未来项目或扩建签订SPA，我们未能就我们任何项目（包括其任何阶段或扩建）的预期铭牌容量的足够部分签订最终和具有约束力的合同，或以其他方式出售，可能会影响我们为此类项目采取FID的能力。

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

•我们的客户或我们可能会在某些条件未满足或其他原因下终止我们的SPA。

•我们根据我们的合同SPA产生现金和VG商品销售的能力在很大程度上取决于我们数量有限的客户的表现，如果其中某些客户因任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到重大不利影响。

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

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

•我们有限的多元化可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

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

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

•我们依赖于我们的承包商来成功完成我们的项目以及我们可能追求的项目的任何附加扩展机会，我们的承包商未能履行其合同义务可能会对我们的项目产生重大不利影响。

表内容

•我们没有就我们未来的项目和扩张达成所有最终协议，也无法保证我们将能够及时或按照我们可以接受的条款这样做。

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

•我们对项目的估计成本一直是，并将继续是，由于各种因素而可能发生变化。

•我们的项目建设延迟超过估计开发期可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

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

•我们面临基于国际LNG市场价格的竞争。

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

•我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可。

•如果我们在与客户的任何当前或潜在的未来法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们对相关项目的所有债务加速，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。

•VG合作伙伴对我们具有重大影响，包括对需要他们批准的决策的控制权，这可能会限制您影响关键交易（包括控制权变更）结果的能力。

•我们的A类普通股价格存在大幅波动的可能性。

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

•我们面临着有关国际贸易协定未来的不确定性以及美国对国际贸易立场的相关风险。

上述风险因素摘要应与我们的风险因素一起阅读，如标题为风险因素在第一部分，项目1a中。以及这份10-K表中列出的其他信息。上面总结或下面完整描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们不确切知道或我们目前认为不重要的额外风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来增长前景产生重大不利影响。

表内容

第一部分

项目1。商业

概述

我们公司

Venture Global是一家长期、低成本的美国液化天然气供应商，其来源是资源丰富的北美天然气盆地。我们的综合资产横跨液化天然气供应链，包括液化天然气生产、天然气运输、航运和再气化。我们的创新方法既可扩展又可重复，使我们能够比传统的液化天然气项目更快几年将低成本液化天然气带到全球市场。我们认为，提供这种清洁、负担得起的燃料可促进全球能源安全和多样化，对于满足不断增长的全球能源需求至关重要。

天然气是一种至关重要的全球资源，通过产生可靠的电力来支撑经济发展。通过将天然气冷却到-260 ° F，它被转换为LNG ——将其体积减少到原始状态的1/600，以便由LNG罐车高效运输到缺乏国内供应的国际市场，取代煤炭和石油等碳密集能源。Venture Global的模块化、“设计-one、建造-many”方法，与传统LNG项目相比，能够实现更快、更具成本效益的建设和生产性资产的快速部署，形成了我们运营平台和发展战略的基础。

液化和出口项目

我们在路易斯安那州运营、建设、开发多个液化天然气出口项目。每个项目的设计都包括一个液化天然气设施和相关的管道系统，通过相互连接的州际和州内管道将天然气输送到液化天然气设施中。我们目前拥有我们每个液化天然气项目的全部或多数权益，提供全面的管理控制和运营灵活性。

我们的“设计-one，构建-many”方法使我们能够在现有站点上高效地进行螺栓连接扩展。这些补强扩建项目旨在利用现有的工厂基础设施和设备，相对于新的或绿地开发项目，降低每吨资本成本，尽管它们可能需要（其中包括）为适用项目增加天然气供应安排、管道和管道运输能力，以支持此类补强扩建的额外能力。

每个设施的“预期”年化产能代表在正常运营条件下（例如，典型的日常温度、压力、湿度、可靠性、气体供应和标准运营参数）的预期可持续COD后生产水平。我们的设施可能会在最佳或“峰值”条件下（例如，较冷的环境温度、峰值设备效率、理想的馈气成分和最短的停机时间）暂时实现更高的吞吐量——即最大的技术输出。实际表现会随时间而变化，并取决于多种因素。“目前允许的”容量反映了迄今为止由

表内容

一个或多个相关监管机构。在某些情况下，这些金额代表了我们完全允许范围的下限——例如，FERC授权已被授予，但DOE对向非FTA国家出口的批准仍在等待中。因此，随着收到更多授权，目前允许的容量可能会增加。

下表总结了我们目前的LNG出口项目，以及它们的推进阶段和许可产能。


项目名称	液化火车	年化产能（mtpa）			发展阶段
		预计	预期峰值	目前允许
Calcasieu项目	18	11.2	12.4	12.4	运营中
Plaquemines项目	36	28.0	35.0	24.0(1)	建设和调试
Plaquemines扩建项目	32	25.8(2)	31.0(2)	—(3)	发展
CP2项目	36	29.0	35.0	28.0(4)	建设
CP2扩建项目	12	9.7(2)	11.7(2)	—(5)	发展
CP3项目	60	48.3(2)	58.3(2)	—(6)	发展
合计	194	152.0	183.4	64.4

____________

(1)2025年12月，我们向FERC提出申请，将Plaquemines项目的许可产能从27.2 mtpa提高到35.0 mtpa。我们与DOE有一项未决申请，将对非FTA国家的授权出口从24.0 mtpa增加到27.2 mtpa，我们打算在2026年上半年再次提交DOE出口申请，将授权出口量增加到35.0 mtpa。见—政府监管本项目1。

(2)根据容量、规模、位置和基础设施进行预期，预计分阶段完成。须经监管机构审核及批准等事项，并可能因多种因素而有所变动。见—政府监管本项目1和项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可.

(3)2025年11月，我们向FERC和DOE提交了申请，提议对Plaquemines项目（“Plaquemines扩建项目”）进行31.0公吨的扩建。Plaquemines扩建项目取代了我们于2025年6月10日退出FERC预备案流程的Delta项目，详见—政府监管本项目1。

(4)2025年12月，我们向FERC提出申请，将CP2项目的许可产能提高到35.0吨/年。2026年2月，我们向DOE提交了一份申请，要求增加我们对FTA和非FTA国家的授权出口量35.0 mtpa。FERC和DOE非FTA国家的授权均需接受持续上诉。见—政府监管本项目1。

(5)我们打算向FERC和DOE提交申请，提议在2026年上半年对CP2项目（“CP2扩建项目”）进行11.7公吨/年的扩建。见—政府监管本项目1。

(6)截至本表10-K之日，没有进行FERC和DOE备案，也没有获得CP3项目的必要批准。

我们的运营策略

我们的首要目标是成为业内成本最低的液化天然气供应商之一。我们的运营强调：

•在所有设施中使用经过验证的标准化配置液化系统；

•在我们的项目中利用规模化和标准化来优化性能并减少冗余；

•数据驱动的生产优化和可靠性举措；

•在关键进口市场通过船运和再气化进行垂直整合；

•与国内生产商的长期天然气供应和运输协议；以及

•全面的健康、安全和环境方案。

表内容

我们相信，我们独特的电动机驱动模块化配置和业主主导的建造模式使我们能够为客户生产低成本、可靠的液化天然气，同时保持项目执行的灵活性和速度。

我们的设施生产的液化天然气以离岸价、DPU或DES为基础，直接从我们的项目或通过我们的销售和运输业务销售给我们的客户。此外，我们在某些关键进口市场获得了液化天然气再气化能力，以支持客户并进一步将我们的综合产品与其他北美液化天然气出口商的产品区分开来。

我们的商业安排和策略

我们的商业战略旨在在我们的液化天然气设施的整个生命周期中获取价值——在测试和调试期间、根据合同销售协议进行运营以及通过出售过剩的产能。我们采用了一种投资组合承包方法，旨在出售足够的定期液化能力，以支持融资，同时优化收入和现金流。这一框架包括：

•委托销售，代表在COD之前的测试和调试阶段以远期、现货或短期合同为基础生产和销售的LNG；

•订约SPA，一般包括与第三方客户的长期协议，这些协议在实现COD或确定的开始日期时开始，并提供历史上一直支持项目融资的可预测收入流；和

•过剩产能销售，代表超过保证铭牌产能或合同SPA承诺生产并在短期、中期或长期安排下销售的LNG，提供商业和定价灵活性。

我们设施生产的液化天然气直接从我们的项目或通过我们的销售和运输业务以离岸价、DPU或DES为基础销售给我们的客户。

•我们的合约SPA下的LNG销售价格结构一般包括（i）固定的液化费，其中一部分会根据通货膨胀进行年度调整；（ii）可变商品费用至少相当于每百万英热单位LNG的Henry Hub的115%；以及（iii）运输费，如果以DPU为基础出售。

•我们的委托销售和过剩产能销售的液化天然气销售价格结构通常与我们的离岸交付合同SPA一致，而我们的DES协议的结构采用单一销售价格，其中包括运输，并与外国天然气市场挂钩，例如TTF或JKM。

综合来看，我们认为这种签约方式使我们能够在长期合同量和机会性现货或中期销售方面实现平衡的收入组合。

委托销售

我们的模块化设计允许分阶段启动我们的液化天然气生产设施，并在COD之前生产和销售液化天然气。由于我们独特的模块化开发方法和配置由许多中型液化列车组成，这些列车是按顺序交付和安装的，因此有必要在比传统液化天然气设施更长的时间内按顺序调试和测试我们的液化天然气设施，而这种设施的液化列车数量要少得多，规模更大。我们设施的液化列车开始调试，而我们的部分设施仍在建设中。

在这一阶段生产的液化天然气根据主SPA以单一货物或多个货物的带状形式出售给客户，并在执行时基于现货和/或远期价格，通常包括液化费和可变商品费。

我们预计，在COD之前，每个项目的液化天然气委托销售将继续产生收益。Calcasieu项目从2022年第一季度开始产生委托销售液化天然气的收益

表内容

2025年4月通过COD。同样，Plaquemines项目于2025年1月开始委托销售液化天然气，预计将通过其两个阶段的各自COD继续进行。

订约SPA

截至2025年12月31日，我们与一群公认的第三方客户执行了47.0公吨的SPA。约96%的合同量是20年期、固定价格的销售和购买协议，可提供稳定、长期的现金流。根据这些SPA，客户支付固定的液化费——即使货物交付被暂停或取消（即“照付不议”）——加上交付数量的可变商品费用。这些订约SPA历来是获得无追索权项目层面融资的商业基础，展示了订约收入的可见性和信誉良好的交易对手。

•COD后水疗中心—我们的Calcasieu、Plaquemines和CP2项目的项目公司已执行COD后SPA，根据上述定价结构销售LNG，从相关项目或其阶段的COD实现开始。COD仅在相关项目公司通知客户相关项目已完成并投入使用，包括任何爬坡期，并且能够交付符合合同质量和数量标准的LNG时才被视为实现。

•Firm-Start SPA —我们的销售和航运业务——通过VG商品——已执行长期SPA，根据该SPA，LNG根据上述定价结构进行销售，从2029年和2030年的既定日期开始。根据这些协议将交付的液化天然气将根据VG Commodities的公司间过剩产能SPA从Calcasieu、Plaquemines或CP2项目中采购VG商品。我们预计，在实现CP2项目相关阶段的COD后，这些合同下的交付义务将过渡到CP2。

总之，我们相信，与我们的模块化和资本高效的开发模式相结合，这些已签约的SPA与传统的棒式项目相比，支持我们在更快的时间线上融资、建设和上线项目的能力。

过剩产能销售

我们的设施旨在生产超过其保证铭牌产能的液化天然气——每年高达40% ——反映了正常环境天气条件下的年化预期产能。Plaquemines项目调试期间液化列车的表现支持了这些产能预期。此外，我们最近向FERC提交的文件预计Plaquemines项目的预期年化峰值产能绩效将超过这40%的数字。这种过剩的产能创造了从我们的项目中获得额外现金收益的潜力。

COD后，Calcasieu、Plaquemines和CP2项目生产的任何超过铭牌产能的LNG都打算根据公司间过剩产能SPA出售给VG商品。根据此类公司间过剩产能SPA出售的液化天然气，在以前未承诺给第三方的范围内，可以根据不同期限的合同由我们酌情转售给第三方客户，从而提供管理定价风险和优化投资组合回报的灵活性。我们预计将为我们的其他开发项目达成类似的公司间过剩产能SPA。VG Commodities已根据长期SPA签订合同，将Calcasieu项目的部分过剩产能转售给第三方。

我们的项目开发建设战略

我们的项目设计利用了经过验证的液化系统技术和设备，采用了由Venture Global开发的独特的中型、工厂制造的配置。我们的设施不是利用两到三列大型、复杂的液化列车，而是利用多列电动机驱动的中型列车，这些列车在意大利预制并运往项目现场完全组装和包装安装，允许现场工作与制造并行进行。

表内容

我们认为，与传统的液化天然气项目相比，我们的创新配置、长期设备承包战略以及内部业主主导的工程、采购和施工管理（“EPCM”）方法显着降低了项目成本、建设时间和进度风险。这种组合能够在支持调试货物的早期生产的同时实现更大的成本竞争力。例如，Calcasieu和Plaquemines项目都在各自做出最终投资决定大约两年半后开始生产液化天然气，而重要的建设工作仍在进行中。CP2项目目前的目标是类似或改进的执行时间表。

通过利用标准化的工厂制造设备和我们的“设计一个，建造多个”方法，我们的目标是不断将早期项目的经验教训应用到后续开发中——提高执行效率、降低成本、加速交付、扩大产能。

螺栓接续扩张机会

我们的项目选址和设计可实现优化、额外容量和螺栓连接扩展。每个设施都包含铺设区域、共享基础设施冗余和为可扩展扩建而设计的标准化液化模块。这一设计为未来补强扩张的阶段和范围提供了灵活性，使我们能够在利用现有基础设施的同时对市场需求做出有效响应。

任何增量设备都有望利用某些预先存在的工厂设施和基础设施，例如海上卸载设施、LNG储罐和周边墙。附加扩建项目可能需要增量天然气供应安排、新建或扩建管道（可分阶段开发）以及相关的运输能力，以支持额外的吞吐量。

测试和调试过程

由于我们采用众多中型液化列车的独特设计，这些列车依次交付和安装，因此有必要在比传统液化天然气设施更长的时间内调试和测试我们的液化天然气设施。我们设施的液化列车开始运行和调试，而我们的部分设施仍在建设中，连续将模块和产能上线进行调试。这一重要的可靠性和技术要求导致液化天然气的生产比传统液化天然气设施更早。

我们的互补基础设施

管道项目

我们正处于不同的管道建设和发展阶段，以便为我们的液化天然气项目建立互补的天然气运输。例如，我们与总部位于德克萨斯州的管道开发商和运营商WhiteWater Midstream，LLC合作，共同开发约190英里的Blackfin Pipeline项目，这是一条48英寸的州内管道，旨在将Permian和Eagle Ford来源的天然气从Matterhorn Express管道输送到某些相互连接的管道，包括CP Express管道。除了Blackfin管道，我们正在开发其他几条管道，旨在支持CP2项目2期和我们的附加扩建项目的产能。

航运

为了进一步垂直整合我们的业务并扩大进入没有或有限的液化天然气运输选择的优质市场，我们正在建设一支液化天然气油轮船队。我们已经签约收购了九艘LNG油轮，其中七艘已经交付。其余的液化天然气油轮正在建造中，计划于2026年交付。此外，我们还租用了两艘液化天然气油轮，以补充交付能力，直到我们的全部船队可用。

表内容

LNG再气化能力

我们在英国和希腊获得了液化天然气再气化能力，预计这将使我们能够直接向欧洲市场供应液化天然气和再气化天然气，以供应当前和更多的下游客户。

碳捕集和封存倡议

我们计划在路易斯安那州项目附近部署碳捕获和封存系统，通过压缩我们项目的二氧化碳排放并将其注入我们项目地点附近的地下盐水含水层来减少二氧化碳排放。2023年7月，我们就Calcasieu项目和CP2项目向美国环保局提交了VI类井许可申请。我们正在就我们目前的项目完成余下的监管批准申请。我们还与路易斯安那州签订了必要的毛孔空间租约。

我们的液化项目

Calcasieu项目



Calcasieu项目




项目设计：

预计年化产能			11.2公吨/年(1)
预计年化峰值产能			12.4公吨/年
潜在补强扩张增量产能			高达4.5公吨/年(2)
液化系统			18列液化列车
液化天然气储存			2 × 20万立方米低温LNG储罐
电源			1个动力岛系统（620兆瓦标称/720兆瓦峰值容量由5台燃气轮发电机和2台汽轮发电机组成）
气体预处理系统			3台
泊位			2个泊位
管道			TransCameron管道：24英里的州际管道

关键许可：
FERC批准；DOE批准– FTA &非FTA国家			12.4公吨/年

____________

(1)铭牌产能10.0mtpa。

(2)基于设施容量、规模、位置和基础设施的潜在补强扩张机会。除其他事项外，须经监管机构批准，并可能根据设计考虑、监管审查过程、承包商参与和其他因素而发生变化。

项目建设、调试及竣工

Calcasieu项目建设完成，该设施于2025年4月15日实现COD。COD随后完成了调试和测试，以确认以设计铭牌水平安全可靠地生产LNG的能力。在调试期间，在制造商的制造变更导致泄漏问题后，对电力岛系统的热回收蒸汽发生器进行了额外的修复工作。此外，气体预处理机组在实现贷款人可靠性性能测试完成和COD申报前，要求进行性能整改。

截至2025年12月31日，Calcasieu项目执行了约2810万个工作小时，TRIR为0.12，显着优于美国2024年行业平均水平2.2。

表内容

商业安排

在实现COD后，Calcasieu项目开始在其COD后SPA和与VG商品的公司间过剩产能SPA下交付。下表总结了Calcasieu项目的COD后销售组合，直至我们截至2025年12月31日的预期年化产能数量。

mtpa

交付条款

男高音

订约、COD后SPA —长期(1)

8.5

离岸价

20年

订约、COD后SPA —中期

1.5

离岸价

3至5年

与VG商品的公司间SPA下的过剩产能销售(2)

最高1.2

离岸价

20年

合同项下COD后预期总容量

11.2

____________

(1)由六份合同组成，主要与投资级承购商签订。

(2)表示超过该设施10.0 mtpa铭牌产能的1.2 mtpa预期年化产能。实际的年销售量可能会因运营条件和维护计划而有所不同。凡生产的LNG超过铭牌产能，均根据VGCP与VG商品之间的公司间过剩产能SPA进行销售。

Plaquemines项目



Plaquemines项目	第1阶段	第2阶段




项目设计：

预计年化产能	28.0公吨/年(1)
预计年化峰值产能	35.0公吨

液化系统	24列液化列车	12列液化列车
液化天然气储存	2 × 20万立方米低温LNG储罐	2 × 20万立方米低温LNG储罐
电源	2个动力岛系统（各620兆瓦标称/720兆瓦峰值容量由5台燃气轮发电机和2台汽轮发电机组成）
气体预处理系统	4台	2台
泊位	2个泊位	1个泊位
管道	Gator Express管道：一条15英里的州际管道&一条12英里的州际管道

关键许可：
FERC批准	27.2公吨/年(2)
DOE批准– FTA国家	27.2公吨/年(2)
DOE非FTA国家	24.0公吨/年(2)
预期项目时间表：


靶向COD	2026年第四季度	2027年中期

____________

(1)铭牌产能20.0公吨。

(2)2025年12月，我们向FERC提出申请，将Plaquemines项目的许可产能从27.2 mtpa提高到35.0 mtpa。我们与DOE有一项未决申请，将对非FTA国家的授权出口从24.0 mtpa增加到27.2 mtpa，我们打算在2026年上半年再次提交DOE出口申请，将授权出口量增加到35.0 mtpa。见—政府监管本项目1。

项目建设及调试

Plaquemines项目正在根据与KZJV订立的两份EPC合同（每期一份）或Plaquemines EPC合同进行建设。根据Plaquemines EPC合同，VGPL负责

表内容

用于执行或直接管理重要的工作范围。Baker Hughes、UOP和CB & I分别提供和建造中型、工厂建造的液化火车和动力岛系统、前处理系统和储罐。

截至2025年12月31日，所有36列液化火车均已运行并能够生产液化天然气，同时仍在进行测试和调试。此外，FERC于2024年12月将Gator Express管道的最后部分投入服务。虽然施工仍在进行中，但该设施的部分区域正在进行调试活动。我们的逐步调试过程从解决已确定的操作缺陷、测试单个组件开始，最终扩展到包括测试和调整我们整个完全集成的设施。例如，出现的一个问题与我们的联合循环动力岛系统的运行大幅延迟有关。为缓解此类延误，我们已允许并纳入Plaquemines设施的400兆瓦临时电力。这使我们能够在完成联合循环电厂建设的同时，推进调试工作，包括生产和销售调试货物。尽管存在这些挑战，Plaquemines项目在继续施工、整改、可靠性调整的同时，输出了大量调试货物。

我们目前估计，截至2025年12月31日，Plaquemines项目的总项目成本中约有6亿至10亿美元尚未支付。我们估算的项目总成本是基于我们迄今为止的经验，反映了当前的通货膨胀、宏观经济和监管环境。然而，完成Plaquemines项目的成本在过去有所增加，由于多种因素，与我们目前的估计相比，未来可能会进一步增加，可能是实质性的。见第1a项。—风险因素—与我们的项目和其他资产有关的风险—我们对我们的项目的估计成本过去和现在都可能因各种因素而发生变化本表格10-K。

截至2025年12月31日，Plaquemines项目已执行约9060万个工作小时，TRIR为0.18，大幅优于美国2024年行业平均水平2.2。

商业安排

随着设施测试和调试的持续进行，Plaquemines项目已根据我们的调试销售策略向各种客户输出调试货物。

一旦项目各阶段的COD达到，Plaquemines项目将开始在其COD后SPA和与VG商品的公司间过剩产能SPA下交付。下表总结了Plaquemines项目的COD后销售组合，直至我们截至2025年12月31日的预期年化产能数量：

mtpa

交付条款

男高音

第1阶段

订约、COD后SPA —长期(1)

13.0

离岸价、DPU

20年

订约、COD后SPA —中期

0.3

离岸价

3年

第2阶段

订约、COD后SPA —长期(1)

6.7

离岸价

20年

与VG商品的公司间SPA下的过剩产能销售(2)

最高8.0

离岸价

20年

合同项下COD后预期总容量

____________

(1)包括第一阶段和第二阶段的五份和七份合同，主要与投资级承购商签订。

(2)表示超过该设施20.0 mtpa（第1阶段– 13.3 mtpa；第2阶段– 6.7 mtpa）铭牌产能的预期年化产能8.0 mtpa。要以这一预期年化产能水平生产和出口，还需要获得FERC和DOE的额外批准。见—政府监管本项目1.实际的年销售量可能会因运营条件和维护计划而有所不同。凡生产的LNG超过铭牌产能，均根据VGPL和VG商品之间各自的公司间过剩产能SPA进行销售。

表内容

Plaquemines扩建项目



Plaquemines扩建项目			所有阶段




预期项目设计(1):

预计年化产能			25.8公吨/年(2)
预计年化峰值产能			31.0公吨/年(3)

液化系统			32列液化列车
电源			2个动力岛系统（各620兆瓦标称/720兆瓦峰值容量由5台燃气轮发电机和2台汽轮发电机组成）
气体预处理系统			5台
泊位			1个泊位
管道			Cloud Connector Pipeline：340英里的州内管道

____________

(1)根据容量、规模、位置和基础设施进行预期，预计分阶段完成。须经监管机构审核及批准等事项，并可能因多种因素而有所变动。见—政府监管本项目1和项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可.

(2)铭牌产能17.8公吨/年。

项目开发

Plaquemines螺栓连接扩建项目（“Plaquemines扩建项目”）代表了我们在洛杉矶Plaquemines Parish的发展战略的演变，并取代了之前设想的Delta项目。2025年11月，我们向FERC提交了一份申请，提议对现有的Plaquemines项目LNG设施进行31.0公吨的扩建，而不是进一步推进Delta项目，这代表了更高的成本和更长的持续时间的发展机会。据此，Delta项目于2025年6月从FERC预备案中撤回，如——政府监管本项目1。

Plaquemines扩建项目计划与现有的Plaquemines LNG接收站互联互通，预计将共享某些现有设施，包括LNG储罐、LNG装载泊位和海洋设施。此外，该项目预计将在紧邻现有Plaquemines项目场地的场地内纳入额外的液化列车和相关设备。我们预计将分阶段开发、融资和建设Plaquemines扩建项目，首先侧重于安装可快速添加到现有基础设施中的液化火车，并对辅助设备进行有限的扩建。

Plaquemines扩建项目将不包括任何新的FERC管辖的州际管道设施；相反，该项目的原料气将通过尚未建设的非管辖的州内管道系统输送，将项目与路易斯安那州北部现有的天然气管网连接起来。

截至2025年12月31日，我们完成了重要的工程研究和模拟，包括某些海洋泊位模拟，以支持该项目。我们预计Plaquemines扩建项目将在收到所有必要的监管批准后开始建设，目标是在2027年下半年开始建设，但须获得监管批准并执行足够的SPA以支持项目融资。

表内容

CP2项目



CP2项目	第1阶段	第2阶段




预期项目设计：

预计年化产能	29.0公吨/年((1)
预计年化峰值产能	35.0公吨

液化系统	26列液化列车	10列液化列车
液化天然气储存	2 × 20万立方米低温LNG储罐	2 × 20万立方米低温LNG储罐
电源	2个动力岛系统（各620兆瓦标称/720兆瓦峰值容量由5台燃气轮发电机和2台汽轮发电机组成）
气体预处理系统	4台	2台
泊位	2个泊位
管道	CP Express管道：一条85英里的州际管道 Blackfin Pipeline：一条35英里的州内管道和一条158英里的州内管道

关键许可：
FERC批准	28.0公吨/年(2)
DOE批准– FTA国家	28.0公吨/年(2)
DOE非FTA国家	28.0公吨/年(2)
预期项目时间表：
最终投资决定/财务结算	2025年7月28日	2026年中期
靶向COD	2029年末	2030年中期

____________

(1)铭牌产能20.0 mtpa（CP2项目1期和2期分别为14.4 mtpa和5.6 mtpa）。

(2)2025年12月，我们向FERC提出申请，将CP2项目的许可产能提高到35.0吨/年。2026年2月，我们向DOE提交了一份申请，要求增加我们对FTA和非FTA国家的授权出口量35.0 mtpa。FERC和DOE非FTA国家的授权均需接受持续上诉。见—政府监管本项目1。见—政府监管本项目1。

项目工程、采购、施工

2025年，在收到FERC的最终批准和进行现场施工的通知后，我们开始了CP2液化天然气设施1期和CP Express管道的现场工作。2025年7月，CP2项目1期实现FID并获得项目融资，为CP2项目1期的开发建设提供资金。2025年10月，CP2获得DOE向非自贸协定国家出口LNG的最终授权。我们已提前完成CP2项目2期的实质性工程、采购、制造和场外建设工作，以作出最终投资决定，其时间仍取决于一定的市场和其他条件。见—政府监管和项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可本表格10-K。

除了CP Express管道，我们还与WhiteWater Midstream，LLC合作共同开发Blackfin管道。BlackfinPipeline是一条州内管道，旨在便利将来自Permian和EagleFord盆地的天然气从Matterhorn Express管道输送到某些相互连接的管道，包括CP Express管道。

对于CP2项目，我们正在管理并期望通过直接承担增量监督、合同管理和协调责任，继续管理超出我们前两个项目管理范围的额外工作范围，基于经验教训以及我们在开发Calcasieu和Plaquemines项目时与建筑和制造分包商建立的关系。此外，我们还添加了

表内容

CP2设计中的脱氮单元。这有助于在CP2项目的液化天然气生产中使用二叠纪盆地来源的高氮含量天然气，这种天然气的交易价格通常比Henry Hub指数定价有很大折扣。

我们目前估计，CP2项目第一和第二阶段的项目总成本将介于约325亿美元至335亿美元之间，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本。CP2项目第一和第二阶段的估计项目总成本有所增加，原因包括设计修改，以适应增加的生产水平，并允许未来对CP2项目进行潜在的追加扩建。其他驱动因素包括为截至2025年12月31日已实施的关税的潜在影响增加了应急准备金，但并未反映由于不断演变的关税政策而可能产生的潜在增量关税风险。我们估算的项目总成本是基于我们迄今为止的经验，反映了当前的通胀环境和当前已知的关税风险。然而，完成CP2项目的成本在过去已经增加，并且由于多种因素，与我们目前的估计相比，未来可能会进一步增加，可能是实质性的。见项目1a。—风险因素—与我们的项目和其他资产有关的风险—我们对我们的项目的估计成本过去和现在都可能因各种因素而发生变化本表格10-K。

截至2025年12月31日，CP2项目已执行约1320万工时，TRIR为0.18，大幅优于美国2024年行业平均水平2.2。

商业安排

CP2项目尚未开始液化天然气生产或调试活动。然而，CP2已与第三方客户执行COD后SPA以及与VG商品的公司间过剩产能SPA。此外，VG Commodities已与第三方客户签订稳固的SPA，提供在实现项目第2阶段的COD时从CP2项目交付液化天然气或在固定开始日期从Venture Global的投资组合交付液化天然气。我们预计，届时这些SPA中的一些将过渡到CP2项目。

一旦项目各阶段的COD达到，CP2项目将开始在其COD后SPA和与VG商品的公司间过剩产能SPA下交付。下表总结了CP2项目的COD后销售组合，直至我们截至2025年12月31日的预期年化产能数量：

MTPA

交付条款

男高音

第1阶段

订约、COD后SPA —长期(1)

13.5

离岸价

20年

第2阶段

订约、COD后SPA —长期(1)

1.0

离岸价

20年

VG商品项下签约的Firm-Start SPA(2)

2.5

离岸价

20年

与VG商品的公司间SPA下的过剩产能销售(3)

最高9.0

离岸价

20年

合同项下COD后预期总容量

26.0

____________

(1)包括十份合同，主要与投资级承购商签订。

(2)代表具有预计将在项目2期COD时过渡到CP2的VG商品的牢固启动SPA。见–我们的销售和运输业务本项目1。

(3)表示超过该设施20.0 mtpa（第1阶段– 14.4 mtpa；第2阶段– 5.6 mtpa）铭牌产能的预期年化产能9.0 mtpa。要以这一预期年化产能水平生产和出口，还需要获得FERC和DOE的额外批准。见—政府监管本项目1.实际的年销售量可能会因运营条件和维护计划而有所不同。任何超过铭牌产能生产的液化天然气都将根据Calcasieu Pass与VG商品之间的公司间过剩产能SPA进行销售。

表内容

截至2025年12月31日，CP2项目在COD后SPA项下尚未按合同承诺的铭牌产能为3.0 mtpa。2026年2月，CP2项目执行了一项为期20年的COD后SPA，从CP2项目第二阶段开始交付1.5mtpa，将合同下COD后的预期总容量从26.0 mtpa增加到27.5 mtpa。通过实现COD后，我们打算通过VG商品营销和销售合同未承诺的任何数量的LNG。

CP2扩建项目



CP2扩建项目			所有阶段




预期项目设计(1):


预计年化产能			9.7公吨/年(2)(3)
预计年化峰值产能			11.7公吨/年
液化系统			12列液化列车
电源			1个动力岛系统（每套标称620兆瓦/峰值容量720兆瓦，由5台燃气轮发电机和2台汽轮发电机组成）
气体预处理系统			3台
泊位			1个泊位
管道			Marais Pipeline：一条45英里的州内管道和一条40英里的州内管道

____________

(2)铭牌产能6.6公吨/年。

(3)我们打算向FERC和DOE提交申请，提议在2026年上半年对CP2项目（“CP2扩建项目”）进行11.7公吨/年的扩建。见—政府监管本项目1。

项目开发

CP2螺栓连接扩建项目（“CP2扩建项目”）预计将包括额外的液化列车、设备，以及一个新的FERC管辖的州际管道设施，以及来自CP2项目的现有设备和基础设施。大部分扩建设施将在现有工业足迹范围内和包围当前CP2项目场地的围墙内建造，最大限度地减少额外要求和基础设施改造。我们预计将分阶段开发、融资和建设CP2扩建项目，重点首先安装可在现有基础设施中快速添加的液化列车，并对辅助设备进行有限的扩建。我们相信，这种分阶段发展的补强扩张一旦实施，将证明我们有能力以具有成本效益的方式在既定足迹内快速部署增量产能。

截至2025年12月31日，我们完成了重要的工程研究和模拟，包括某些海上泊位模拟，以支持该项目。我们预计将在收到所有必要的监管批准后开始建设CP2扩建项目，目标是在2027年上半年开始建设，但须执行足够的SPA以支持项目融资。

表内容

CP3项目



CP3项目	第1阶段	第2阶段




预期项目设计(1):

预计年化产能	48.3公吨/年(2)
预计年化峰值产能	58.3公吨/年

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(1)根据容量、规模、位置和基础设施进行预期，预计分阶段完成。须经监管机构审核及批准等事项，并可能因多种因素而有所变动。见—政府监管本项目1和项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可.截至本表10-K之日，没有进行FERC和DOE备案，也没有获得CP3项目的必要批准。

(2)铭牌产能33.3 mtpa。

项目开发

尽管我们在2024年12月完成了与FERC的初步磋商，但截至2025年12月31日，我们尚未向FERC启动CP3项目的预备案程序，也未签订项目开发和建设所需的最终协议。虽然已经进行了初步工程和可行性工作，包括某些海洋泊位模拟，以支持早期开发，但随着我们继续评估整个项目组合的市场条件和顺序，整体项目推进仍处于初始开发阶段。我们预计，液化工厂的建设、调试和运营启动将与我们的其他项目大体相似，但我们打算在CP3项目之前优先考虑我们的低成本补强扩张机会。

我们的销售和运输业务

我们的销售和航运业务，包括我们的全资实体VG商品的活动，作为公司的商业部门销售从公司液化天然气项目获得的超过目前由项目直接承包的液化天然气数量，并管理航运以优化投资组合价值和灵活性。VG Commodities在短、中、长期基础上从事第三方销售和公司间采购安排，从而能够在Venture Global的各个项目中高效地进行液化天然气生产的商业营销和承包。

商业安排

VG Commodities已与Calcasieu、Plaquemines和CP2项目进入公司间过剩产能SPA，以获取超出每个项目铭牌产能的液化天然气产量。这为VG商品提供了高达18.2公吨增量液化天然气的准入，但须视运营条件、维护计划和其他影响生产的因素而定，并在许可的情况下。从Calcasieu项目获得的过剩LNG VG商品的一半承诺根据与第三方的20年期离岸价SPA以与国际市场气价挂钩的价格进行销售。VG商品超额交易量的剩余部分可能会根据不同期限的合同转售给其他第三方客户，从而提供定价灵活性和投资组合优化机会。我们预计将为我们的其他开发项目达成类似的公司间过剩产能SPA。

VG Commodities还与第三方客户执行了坚定的SPA，以销售总计2.5公吨/年的液化天然气，一般以长期为基础，从2029年到2030年之间开始。这些协议为销售来自CP2项目的液化天然气提供了固定的开始日期，或者在项目各阶段的COD之前，销售来自Calcasieu、Plaquemines或CP2项目的过剩产能。定价条款与公司其他长期COD后SPA一致，包括固定设施和可变商品费用。我们预计，在实现CP2项目相关阶段的COD后，这些合同下的交付义务将过渡到CP2。

表内容

VG Commodities打算维持一个长期、中期和短期销售平衡的投资组合，以优化定价结果、管理风险并在Venture Global资产基础上实现回报最大化。

航运和物流

VG Commodities管理公司的航运组合，包括全资拥有和租用的液化天然气油轮，以支持其SPA下的交付承诺，并在将货物目的地与市场需求相匹配方面提供灵活性。这种托管的LNG交付和物流能力是该公司在希腊Alexandroupolis LNG接收站获得的LNG再气化能力以及即将在英国Grain LNG接收站建设的再气化能力的受益者。这些长期的、签约的再气化岗位为我们管理的液化天然气销售提供可靠的进口准入，以进入欧洲天然气市场的重要进口准入点，并支持Venture Global更广泛的垂直一体化战略，以扩大其市场范围。

天然气供应和运输

我们根据与国内生产商和中游管道运营商的长期供应和运输承诺，在我们的设施中采购和运输生产液化天然气所需的天然气。我们目前的原料气供应协议组合支持Calcasieu、Plaquemines和CP2项目。我们将继续扩大这一投资组合，以满足我们当前和未来发展的需要。

通过我们开发的横向管道，每个项目都连接到多个主要的州际或州内管道，通过与ANR管道、德克萨斯东部输电、萨宾管道、哥伦比亚海湾和田纳西州天然气管道等系统的互连，提供来自美国主要页岩地层——包括海恩斯维尔、二叠纪和马塞勒斯/尤蒂卡盆地——的高流动性供应。我们现有的天然气运输协议一般有10至20年的期限，并包括延期的选择。

为增强供应多样性和可靠性，我们正在与经验丰富的第三方运营商合作，独立开发额外的管道基础设施。目前的举措包括Blackfin、Marais和Cloud Connector管道，预计将服务于Plaquemines和CP2项目的未来阶段以及其他未来项目或附加扩展。这些项目将提供来自二叠纪、Haynesville、Eagle Ford和中大陆页岩地层的增量交付能力，并确保我们的液化天然气设施稳定、具有成本效益地获得供气供应。

我们的EPC模型方法和EPC合同

从我们的第一个项目开始，我们就通过直接与EPC承包商和关键设备供应商签订合同，而不是依赖于LNG行业常见的传统的一次总付、交钥匙结构，将实践方法应用于项目执行。我们的一体化、业主驱动的模式一直是我们高效、低成本交付项目能力的核心差异化因素。在此基础上，我们目前在CP2项目建设中已推进到业主主导的EPCM模式。在这种方法下，我们直接管理采购和建设活动，而不是将此类活动外包给单一的EPC承包商，从而使我们能够更好地控制项目执行、调度和成本结果。EPCM模型使我们能够：（i）通过应用一致的设计标准和供应商关系，在多个项目中获得协同效应，（ii）保持跨阶段和跨站点的专业知识的连续性，（iii）利用历史业绩和财务数据，以提高透明度、人员配置水平、效率和对分包商业绩和材料成本的问责制，以及（iv）减轻多余的EPC行政和后台成本上升的风险。通过在内部保留这些能力，我们加强了在受熟练劳动力限制的市场中的运营弹性，并提高了我们以更低的单位生产资本成本在加速时间线上执行项目的能力。

我们根据EPC合同建设Calcasieu项目，并已就Plaquemines和CP2项目的两个阶段签订了EPC合同。虽然这些协议要求每个承包商整合设备和设施，并保证液化天然气出口设施的全面运营，但这些协议的性质

表内容

反映了我们执行模式的重大转变。对于CP2项目，我们直接承担了更大一部分的工程、采购和施工管理活动——将我们的EPCM模型扩展到Plaquemines项目部署的水平之外。对于未来的发展，我们计划谈判具有类似条款的EPC合同，同时扩大我们自行管理的EPC活动，这与我们CP2项目执行所使用的方法一致。

Plaquemines项目的第1和第2阶段由与KZJV的EPC合同管理，结构为具有目标价格和基于时间表的激励的可偿还安排。例如，KZJV将获得其工作范围的可报销金额，我们将向KZJV报销与相关工作相关的所有可报销成本（例如材料、运输和设备成本），再加上用于支付间接费用和开支的保证金以及约定的利润率。但其他所有费用不予报销，由KZJV承担。估计可偿还金额代表Plaquemines项目每期的“目标价格”，反映在我们对Plaquemines项目的估计项目总成本中。目标价格可能会在某些有限条件下进行调整，包括根据我们可能提交的关于KZJV将执行的工作范围的变更单或项目时间表的变更。与Worley签订的CP2 EPC合同遵循了与项目范围和时间表相适应的类似条款。所有协议都包括明确的变更订单程序、里程碑激励措施和共享成本节约机制，以促进及时完成和绩效合规。

根据我们为我们的项目订立的每份此类EPC合同，EPC承包商有义务交付能够通过某些性能测试的设施。此外，根据每份此类合同，EPC承包商保证（i）其将完全遵守该合同执行EPC合同项下的工作，（ii）材料和工作将以工人般的方式设计、制造、工程、建造、完成、预调试、调试、测试和交付，并符合每一项相应的EPC合同、我们的标准、政府当局的所有许可和批准、适用的规范和标准以及所有适用的法律，（iii）工作将符合其EPC合同中的规格和描述，将是新的、完整的，和适合预期功能和用途的等级，将不存在设计、材料和工艺方面的缺陷，并将满足其EPC合同中规定的要求，（iv）材料将仅由经过验证的技术组成和制成，在其EPC合同生效之日属于商业运营的类型，（v）如果在每个相应保修期到期之前，其根据EPC合同所做的工作发生了一系列缺陷（两个或多个相同组件出现了性质相同或几乎相同的缺陷），它将根据需要重新设计、修理或更换任何材料，并将被重新设计、修理或更换的那部分工作的每个相应保修期延长12个月，并且（vi）在保修期内，它将执行我们要求的测试、检查或其他诊断服务，并纠正发现的任何不符合要求的工作。

与我们的EPCM方法一致，我们通过专业承包商和供应商网络而不是单一的交钥匙供应商来协调项目执行。这种分散的框架使我们能够在行业专家之间分配关键范围，同时保持对所有设施的集成和监督的直接控制。

Baker Hughes主协议

根据一项长期主协议（“Baker Hughes主协议”），我们与Baker Hughes保持主供应关系，该协议管辖我们液化天然气项目的关键液化和动力设备的供应。该协议确保设备供应、定价和储备制造能力足以支持我们现有和未来的发展项目，但须遵守协议并及时执行项目具体采购订单。

本协议下的采购订单确定了设备供应、交货条款、测试和履约保证等条款。Baker Hughes有义务达到规定的性能、可靠性、LNG质量标准，并对存在的缺陷通过纠偏工作或违约金等方式进行补救或补偿。该协议还规定了预先协商的采购订单形式和长期服务安排，以

表内容

维护和运营支持——已经为Calcasieu和Plaquemines项目行使——包括性能可用性保证以及相关的奖励和违约金条款。

我们已为在建项目——包括Plaquemines和CP2项目——执行了必要的采购订单，并且该协议提供了能够适应未来发展的剩余预留制造产能——包括Plaquemines扩建和CP2扩建项目以及CP3项目——但须在Baker Hughes主协议规定的适用时间内执行。

人力资本资源

我们的人力资本是我们最宝贵的资产，我们非常重视吸引、发展和留住有才华和高绩效的员工。截至2025年12月31日，我们有超过2,000名全职员工在我们的EPC、项目开发、项目融资、企业融资、法律和液化天然气营销团队工作。随着我们开发和建设我们的项目，我们希望在路易斯安那州、德克萨斯州和弗吉尼亚州创造更多的高技能工程、建筑、制造和运营全职和承包商工作岗位。我们为员工提供广泛的公司薪酬福利和绩效激励，我们认为这些福利和绩效激励相对于我们行业中的其他人具有竞争力。我们的117名国际雇员由工会代表，并受集体谈判协议的约束。这份协议每年谈判一次。我们相信我们与员工的关系是好的。

社区外联

我们致力于在我们经营所在的社区创造持久的积极影响。我们的液化天然气设施的建设和运营通过当地雇用和分包商和供应商的广泛参与，产生了重要的就业机会，并为区域和国家经济增长做出了贡献。

我们优先雇用州内和当地工人，并通过技术培训和学徒计划持续投资于劳动力发展。例如，我们与当地高校合作，为项目工地附近的居民提供电气、焊接和建筑行业等领域的行业认证。此外，我们的学徒计划提供实际操作的技术培训，并提供与Venture Global全职就业的明确途径。

除了就业和培训之外，我们还通过持续的捐款、地方伙伴关系和财产税支付来支持东道社区的经济活力，这些为教区基础设施和公共服务提供了大量资金。通过这些活动，我们的目标是引领我们的行业促进可持续的社区增长和机会。

健康与安全

我们致力于在我们的业务中提供一个安全的工作环境，并努力实现最佳的课堂实践。我们建立了一个专门的健康、安全、安保和环境（HSSE）团队，负责安全和负责任地执行我们的项目，并向我们的首席运营官报告。在我们的项目现场，我们的目标是实施与施工和调试的各个阶段所存在的危险相适应的综合安全方案。这包括日常的安全检查、经常性的安全培训、定期的安全会议。我们不断审查和更新严格的安全标准，以确保它们适合我们员工队伍的目标，我们的目标是达到尽可能高的基准。我们认为，强大的安全文化会带来更好的安全绩效、更好的运营绩效和更高的员工士气。我们的总0.17TRIR，与劳工安全统计局统计的2024年行业平均水平2.2相比，在我们的行业中名列前茅，证明了我们的承诺。

表内容

政府监管

我们的运营受到广泛的联邦、州和地方监管。适用的法律要求我们咨询适用的联邦和州机构，获得并维持适用的许可和授权，并遵守各种持续的监管要求。这种监管负担增加了我们项目的建设和运营成本，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。见项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可此表格10-K以获取更多信息。

联邦能源监管委员会（FERC）

我们设施的选址、建设和运营受FERC的批准和持续监管，我们的天然气管道的建设和运营也是如此。

根据《天然气法案》或NGA，任何提议选址、建造或运营设施（包括LNG接收站）以用于从美国向外国出口天然气的人必须获得FERC的授权。FERC对州际天然气管道实施全面监管，包括要求公共便利和必要性证明来建设和运营这样的管道，并要求管道运输服务的费率和服务条款在NGA下是公正合理的。

除了下文总结的我们每个项目的初始FERC流程外，我们注意到，在每个项目的整个生命周期内，我们的液化天然气和管道设施将受到持续的FERC监管和报告要求的约束（以及其他各种联邦、州和地方监管机构的要求）。FERC在NGA和NGPA下的管辖权允许其对任何违反NGA或NGPA的行为以及FERC的任何规则、条例或命令施加民事和刑事处罚，每次违规最高可达每天约158万美元，包括任何违反NGA禁止市场操纵的行为。

Calcasieu项目

FERC于2019年2月授权了Calcasieu Pass液化天然气设施和TransCameron管道。该管道于2021年4月由FERC投入服务，在完成延长调试过程后，该终端于2025年4月获得FERC授权实现全面投入服务状态。2025年6月，FERC批准了对其授权的后续修订，将允许的峰值产能从12.0增加到12.4公吨/年。

Plaquemines项目

FERC于2019年9月授权Plaquemines液化天然气设施和Gator Express管道的第1和第2阶段。FERC在2024年期间将这两个管道支路投入使用，终端设施的调试正在FERC监督下进行。2025年2月，FERC批准将授权运力增加至27.2公吨，并于2025年10月批准延长时间，以在2027年12月之前完成建设并实现全面在役状态。将许可峰值产能提高至35.0吨/年的额外申请已于2025年12月提交，目前仍在等待中。

Plaquemines扩建项目

2025年11月，Venture Global Plaquemines LNG，LLC和Plaquemines Expansion，LLC向FERC提出联合申请，请求授权在Plaquemines项目附近建设和运营Plaquemines扩建项目。拟议中的设施包括32列新的液化列车，能够提供高达31.0公吨的额外峰值液化能力。该申请目前正在接受FERC审查。

CP2项目

表内容

FERC于2024年6月授权CP2液化天然气设施和CP Express管道。继根据重审令启动补充环境审查后，FERC于2025年5月重申授权，并于2025年6月开始现场施工。CP2液化天然气设施的建设和随后的投产，以及CP Express管道的建设，都受到FERC的持续监督和所需的批准。就FERC的命令提出的上诉仍在等待美国华盛顿特区巡回上诉法院的审理。2025年12月，我们提交了一份申请，要求修改授权，将允许的峰值产能从28.0增加到35.0 mtpa。

CP2扩建项目

没有就CP2扩建项目向FERC提出申请。任何提交和批准的时间取决于市场条件和监管优先事项。

CP3项目和Delta项目

没有就CP3项目向FERC提出申请申请。任何提交和批准的时间取决于市场状况和监管优先事项。继上述Plaquemines扩建项目宣布后，先前提议的Delta项目于2025年6月退出了FERC的预备案程序。

DOE出口授权

NGA第3条要求任何寻求从外国进口天然气或向外国出口天然气的人必须获得DOE的授权。美国能源部碳氢化合物和地热能办公室（HGEO）（原名化石能源和碳管理办公室），审查进口或出口天然气的申请。

NGA为向（i）与美国有自由贸易协定要求天然气贸易国民待遇的国家或自由贸易协定国家的出口制定了单独的审查标准，以及（ii）与没有此类自由贸易协定生效的国家或非自由贸易协定国家的出口制定了单独的审查标准。寻求授权向自由贸易协定国家出口液化天然气的申请被视为符合公共利益，必须在没有修改或延迟的情况下获得批准。自贸协定国家目前包括澳大利亚、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。相比之下，非自由贸易协定国家的出口申请需要接受公共利益审查。HGEO将授予所请求的授权，除非它在规定了公众意见征询期后发现提议的出口将不符合公共利益，并可能批准全部或部分申请，并进行其认为必要或适当的修改和条款和条件。HGEO的历史惯例是，只有在FERC授权相关液化天然气设施的选址、建设和运营后，才对出口至非FTA国家的长期授权采取行动。

2024年12月17日，美国能源部公开发布了一份多卷研究报告，内容涉及美国液化天然气出口对国内经济的潜在影响；美国家庭和消费者；居住在天然气生产或出口地点附近的社区；国内和国际能源安全，包括美国贸易伙伴的影响；以及环境和气候—— 2024年液化天然气出口研究报告。美国能源部表示，它将利用这项研究为其对非自由贸易协定国家出口的公共利益审查和未来决定提供信息。该研究的公众意见征询期已于2025年3月20日届满。

2025年5月19日，美国能源部发布了对2024年液化天然气出口研究的公众意见的回应，最后以详细的支持性分析得出结论，液化天然气出口符合公众利益。自那一天起，美国能源部发布了一系列授权美国液化天然气出口的订单，其中包括下文提到的Venture Global项目的某些订单。尽管如此，无法保证DOE的未来政策，或这些政策对我们现有和未来项目的影响，包括下文所述的应用，或对与我们现有和未来项目相关的任何合同的影响。有关这些风险的更多信息，请参阅项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们的项目可能无法从政府和监管机构获得所需的批准和许可本表格10-K。

表内容

Calcasieu项目

HGEO于2013年和2014年授权向FTA国家出口Calcasieu项目，并于2019年3月授权向非FTA国家出口，总容量约为12.0公吨。所有授权现在延长至2050年12月。DOE还修改了授权，将短期委托出口包括在内，并批准在2022年（FTA）和2025年（Non-FTA）将授权产能增加至12.4公吨。

Plaquemines项目

HGEO于2016年7月授权向自由贸易协定国家出口Plaquemines项目，并于2019年10月授权向非自由贸易协定国家出口总容量24.0公吨，期限延长至2050年。美国能源部后来修改了这些授权，将调试量的短期出口授权包括在内，与Calcasieu项目一致。2022年3月，我们要求增加至27.2公吨；美国能源部于2022年6月批准了FTA国家的更高运力，并正在审查非FTA请求。继我们于2025年12月提交FERC申请将产能上调至35.0公吨后，我们计划在2026年上半年提交相应的DOE出口申请。

Plaquemines扩建项目

2025年11月，我们提交了DOE申请，从Plaquemines扩建项目向FTA和非FTA国家出口高达31.0公吨。该申请正在等待美国能源部的行动。

CP2项目

HGEO在完成对2024年液化天然气出口研究的审查后，于2022年4月授权向FTA国家出口28.0公吨，并于2025年10月授权向非FTA国家出口28.0公吨。环保组织对非自由贸易协定令的上诉仍在等待中。2026年2月，我们向DOE提交了一份申请，将我们对FTA和非FTA国家的授权出口量提高到35.0公吨/年，以符合我们在2025年12月向FERC提交的上调请求。

CP2扩建项目

截至2025年12月31日，CP2扩建项目无HGEO出口申请。我们预计将与我们对该项目的正式FERC申请同时寻求授权。

CP3项目

截至2025年12月31日，CP3项目无HGEO出口申请。我们预计将与我们对该项目的正式FERC申请同时寻求授权。

交通运输司管道与危险材料安全管理局

我们的项目必须符合PHMSA规定的某些安全标准。49 C.F.R.第193部分，液化天然气设施联邦安全标准，为陆上液化天然气设施的选址、建设、运营和维护以及海滨液化天然气工厂海上货物转运系统的选址制定了最低联邦安全标准。这些标准还通过引用纳入了美国国家消防协会标准59A“液化天然气生产、储存、处理标准”。根据FERC与PHMSA之间的谅解备忘录（MOU），PHMSA就遵守FERC管辖液化天然气设施的适用安全标准发布一份确定函（LOD），并将其纳入相关的FERC程序。据此，PHMSA为Calcasieu项目（及其“uprate”修正案）、Plaquemines项目（及其第一个uprate）和CP2项目各自颁发了必要的LOD。作为每个相关FERC流程的一部分，Plaquemines扩建项目和最近为Plaquemines项目和CP2项目提交的Uprate项目也将需要PHMSA LOD。一次

表内容

建造和运营，我们的每个液化天然气设施符合49 C.F.R.第193部分的要求将受到DOT的检查和执行计划的约束。

其他政府许可、批准和授权

我们项目的建设和运营须获得其他联邦和州机构要求的额外联邦和州许可、命令、批准和磋商，这些机构包括美国能源部、美国陆军工程兵团、美国商务部、国家海洋和大气管理局、国家海洋渔业局、联邦航空管理局、美国鱼类和野生动物管理局、美国环保署、路易斯安那州环境质量部、路易斯安那州能源和自然资源部以及美国国土安全部。我们目前拥有我们的项目在其当前各自的建设和运营阶段所需的所有材料许可。Plaquemines扩建、CP2扩建和CP3项目的许可仍在进行中。

商品期货交易委员会（CFTC）

我们已就我们的浮动利率债务协议进行利率对冲，包括利率掉期，我们可能会在未来进行额外的利率对冲和其他衍生工具。根据CEA授予的授权，CFTC对美国大多数类型的衍生品和实体（例如我们）参与该市场的衍生品市场行使联邦监督和监管。

除CFTC的其他要求外，CFTC的掉期规则对掉期交易的交易方提出了一系列监管要求，其中包括：（i）规定掉期交易商和主要掉期参与者的注册和监管；（ii）对某些掉期交易提出清算和交易执行要求，但有某些例外情况；（iii）建立掉期记录保存和报告制度；（iv）实施CFTC的反操纵、反欺诈和反扰乱贸易惯例权限。

作为商业终端用户，我们仅受限于有限的CFTC掉期要求。然而，将这些要求应用于其他市场参与者可能会影响整个掉期市场，包括我们用来对冲或减轻商业风险的掉期类型的成本和可用性。此外，CFTC的掉期要求仍受制于未来规则修订、解释性指导和不采取行动救济的变化，规则或解释性指导或未来任何新规则的任何变化对我们业务的最终影响仍不确定。

环境监管

我们的项目受制于旨在确保环境保护的各种联邦、州和地方环境法规和条例。在某些情况下，这些环境法律法规要求我们在项目建设和运营之前获得许可和授权，并进行代理咨询。许多法律法规限制或禁止可释放到环境中的物质的种类、数量和浓度。此外，我们的液化天然气油轮须遵守在其调用或被标记的司法管辖区通过的环境法规、规则和公约，包括记录和报告其燃料消耗以及购买和交出排放信用的要求。同样，我们向例如欧盟的下游销售液化天然气，受到这些司法管辖区采用的基于环境的监测和报告的约束。不遵守这些法律法规，可能会导致巨额的民事和刑事罚款和处罚。见项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—现有和未来的环境和类似法律和政府法规可能导致合规成本增加或额外的运营和/或建设成本和限制此表格10-K以获取更多信息。

综合环境响应、赔偿和责任法（CERCLA）

我们项目的某些方面可能会受到《综合环境响应、赔偿和责任法》（CERCLA）的约束，该法案规定对有害物质（不包括“石油”）的释放进行调查、清理和恢复自然资源。我们可能会承担责任

表内容

根据CERCLA，由于我们或我们的前身目前或以前拥有、租赁或经营的物业或我们已将废物送往处理或处置的第三方污染设施受到污染。CERCLA项下的责任可以在连带的基础上施加，不考虑过失或引起污染的行为的合法性。

清洁空气法（CAA）

我们的项目受CAA和类似的州和地方法律的约束。根据CAA，EPA有权通过发布和执行针对向空气中排放物质的实体的法规来控制空气污染。美国环保署颁布了主要空气污染源法规，并将这些法规的实施授权给州机构，包括路易斯安那州环境质量部和德克萨斯州环境质量委员会。除了在我们的项目建设之前获得路易斯安那州环境质量部门的相关空气许可外，我们还受制于持续的排放标准、要求和EPA规则下的报告义务，以及路易斯安那州，以及在CP Express Pipeline和Blackfin Pipeline的情况下，德克萨斯州监管机构。

沿海地区管理法（CZMA）

海岸带管理法，即CZMA，意在确保国家海岸带的有效管理、有益利用、保护和发展。根据CZMA，参与国被要求制定管理计划，展示它们将如何履行其在管理其沿海地区方面的义务和责任。负责管理我们每个项目的CZMA的路易斯安那州能源和节约部为Calcasieu和CP2项目颁发了沿海使用许可和相关缓解计划，并为Plaquemines液化天然气接收站颁发了豁免，因为该接收站位于路易斯安那州法律设计为“fastlands”的区域内，并且对Plaquemines海洋设施授予了“无直接或重大影响”（NDSI）豁免。

清洁水法（CWA）和河流与港湾法

我们的项目受CWA监管，CWA监管向美国水域排放污染物，以及类似的州和地方法律。根据CWA第401条，联邦机构不得为可能导致任何排放进入美国水域的任何活动颁发许可证，除非排放来源的州要么发布水质认证以验证是否符合现有水质要求，要么放弃这一要求。此外，CWA第404条规定了向美国水域，包括湿地排放疏浚或填充材料的行为。Calcasieu项目、Plaquemines项目和CP2项目均获得了路易斯安那州环境质量部水质司颁发的水质认证。Calcasieu、Plaquemines和CP2项目已获得美国陆军工程兵团（USACE）颁发的CWA第404条许可和《河流和港湾法》第10条，以及路易斯安那州环境质量部颁发的许可，用于在施工完成后排放与建筑活动和工业运营相关的雨水，以及排放设施运营期间产生的废水。

资源保护和恢复法（RCRA）

根据《资源保护和回收法案》（RCRA）和类似的州危险废物法律，美国环保署和授权的州机构，包括路易斯安那州环境质量部和德克萨斯州环境质量委员会，对危险废物的产生、运输、处理、储存和处置进行监管。如果与我们的任何项目相关的危险废物产生或储存，我们将受制于此类法律的要求。

濒危物种法案，或ESA，Magnuson-Stevens渔业保护和管理法案，或MSFCMA，和国家环境政策法案，或NEPA

《濒危物种法》第7条规定，任何联邦机构授权的任何项目不应危及任何濒危物种或受威胁物种的继续存在，或导致破坏或

表内容

对这类物种栖息地的不利改变被确定为至关重要。《马格努森-史蒂文斯渔业养护和管理法》（MSFCMA）确立了旨在为那些受联邦渔业管理计划监管的物种确定、养护和加强基本鱼类栖息地的程序。在我们每个项目的FERC审查过程中，我们根据ESA和MSFCMA与相关联邦机构进行了磋商。Calcasieu项目、Plaquemines项目和CP2项目完成了此类咨询，但尚未开始任何其他未来项目或补强扩建。

为我们的项目颁发必要的许可和授权可能会受到国家环境保护法或NEPA的环境审查。NEPA要求联邦机构评估可能对人类环境质量产生重大影响的主要机构行动的环境影响，例如为某些项目的开发授予许可或类似授权。作为NEPA审查的一部分，联邦机构将准备一份环境评估或更详细的环境影响声明，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并提供给公众审查和评论。NEPA审查过程可能会导致此类项目的批准和必要许可的发放出现重大延误。作为其NEPA审查的结果，联邦机构可能会决定拒绝对项目的许可或其他支持，或以某些修改或缓解行动为条件批准。

2024年5月，环境质量委员会（CEQ）公布了最终的“第2阶段”NEPA法规，其中包括在NEPA审查中考虑气候变化和环境正义影响的具体方向。然而，在2025年1月，特朗普总统发布了一项行政命令，指示CEQ撤销现有的NEPA法规，并发布指导和协调机构层面实施NEPA的法规，这些法规加快了许可并优先考虑能源生产。作为回应，CEQ于2025年2月通过一项临时最终规则撤销了其关于NEPA审查的实施条例，该规则于2026年1月被采纳为最终规则。鉴于CEQ撤销了其NEPA法规，DOE和FERC已修订了各自监管各自NEPA审查流程的法规和指南。与CEQ发布的现已撤销的第二阶段NEPA法规不同，这些修订后的法规和指南不包括考虑气候变化或环境正义的要求。这些法律发展的结果和影响目前无法预测。

季节性

季节性天气会影响我们的液化天然气销售需求。虽然我们预计我们的大量液化天然气将根据长期合同SPA进行销售，但我们已经经历并预计将继续经历市场波动和我们现有市场对液化天然气的季节性需求波动对我们的委托液化天然气销售的影响。此外，我们的项目生产的高于铭牌产能的多余液化天然气出售给VG商品或以其他方式出售，在以前未承诺给第三方的范围内，我们可以根据短期、中期或长期合同（包括远期现货合同）酌情将其转售给第三方客户，这将使我们的收入面临季节性需求的此类波动和波动。温度和天气的变化可能会影响我们服务的地点的电力需求和发电组合，包括通过水电、太阳能或风能等其他能源提供的电力部分，从而影响对再气化液化天然气的需求。这些变化可能会增加或减少对液化天然气的需求，因此，分别在需求高和低的季度中收入的波动可能会对我们的经营业绩产生不成比例的影响，尤其是在销往现货市场的液化天然气方面。

竞争

全球液化天然气和天然气市场竞争激烈。我们在一体化供应链中与许多参与者竞争，包括独立的液化天然气生产商、商品营销和贸易公司、国家能源公司、公用事业公司和主要的跨国能源公司，主要是在天然气供应和我们的液化天然气销售方面。我们相信，我们专有的中型、工厂建造的液化列车设计、卓越的项目执行、获得价格合理且丰富的国内来源天然气、同步建设和综合运营方法，及其相关的调试货物和收益、资本实力、领导力以及使命和价值观主导的文化，使Venture Global能够很好地在这种多样化的竞争格局中竞争并茁壮成长。

表内容

我们受制于基于市场的价格竞争，反映了供需市场定价动态，与我们的委托货物的任何销售和超过我们铭牌产能的液化天然气销售相关的收入。我们已经经历并预计将继续经历与液化天然气销售有关的竞争，包括近期市场波动导致的供需变化的影响。LNG的可得性与LNG的市场需求之间的平衡，显著影响着我们产品的竞争和市场价格。对于以远期现货或短期合同销售的液化天然气，例如任何委托销售和过剩产能销售，这种动态尤其尖锐。即使在我们项目的COD之后，我们可能会继续有一个有意义的组成部分，我们的生产和销售受制于现货和短期或中期市场动态。这可能是由于在短期、中期或长期安排下通过VG商品出售过剩的LNG产能，

我们目前的开发项目，我们开发的任何未来项目，包括扩建，都将与其他国内和国际供应商，包括我们正在开发的其他液化天然气项目，根据液化天然气每合同量的价格进行竞争。

就我们的项目而言，我们目前和潜在的竞争对手包括但不限于（1）国家能源公司，例如卡塔尔能源公司，（2）主要的跨国能源公司，包括BP、雪佛龙、康菲石油、埃克森美孚、壳牌和道达尔，（3）独立的液化天然气生产商，包括Cheniere和Freeport液化天然气，（4）公用事业公司，例如Sempra，以及（5）商品营销和贸易公司，例如嘉能可、托克和Vitol。我们的一些竞争对手可能拥有比我们更大的资金、工程、营销等资源，其中有些是完全整合的能源公司。重要的是，我们的许多竞争对手也是我们的客户，我们与他们有短期、中期和长期的合同关系。

保险

我们维持一项全面的保险计划，为Venture Global和我们的项目在施工和后续运营期间的物理损失或损坏（包括由于洪水和命名风暴造成的损失）以及第三方责任提供保险。我们期望在适当和审慎的时间为我们未来的发展项目和补强扩张项目建立类似的综合保险计划。我们维持一项全面的保险计划，为我们的液化天然气油轮投保惯常的风险和损失，包括保护和赔偿保险、船体和机械保险以及我们租用的液化天然气油轮的承租人责任保险。我们可能无法在未来以被认为合理的费率维持足够的保险。见项目1a。—风险因素—与我们业务相关的风险—我们无法为所有潜在风险投保，可能会受到高于预期的保险费的影响。此外，我们通过我们的专属保险保留了由于保险而产生的某些风险本表格10-K。

可用信息

我们的A类普通股自2025年1月24日起公开交易，并在纽约证券交易所交易，代码为“VG”。我们的主要行政办公室位于1001 19th Street North，Suite 1500，Arlington，VA，22209，我们的电话号码是（202）759-6740。我们的互联网地址是www.ventureglobal.com。我们根据《交易法》以电子方式向SEC提交或向SEC提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快向公众提供我们关于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对这些报告的修订的访问权限。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股东提供我们向SEC提交的10-K表格年度报告的副本。有关此副本或任何其他文件的副本，请联系：Venture Global，Inc.，Investor Relations，1001 19th Street North，Suite 1500，Arlington，VA，22209或致电（202）759-6740。SEC维护一个互联网站点（www.sec.gov），其中包含报告、代理和信息声明，以及有关发行人的其他信息。

表内容

项目1a。风险因素

您应该仔细考虑以下描述的风险和不确定性，以及本10-K表中包含的所有其他信息，包括在I t EM 7。—管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析本10-K表。如果发生以下任何风险，我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流可能会受到重大不利影响。以下风险并不是我们公司面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能对我们造成损害或不利影响。

与我们业务相关的风险

我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力受到重大不确定性的影响。

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

对于我们尚未实现COD的项目，我们销售LNG调试货物的能力取决于我们在实现COD之前在我们的项目调试期间成功营销、生产、装载以及在某些情况下交付调试货物的能力。尽管我们已从2022年第一季度至2025年4月实现COD的Calcasieu项目的委托货物销售中产生收益，自2025年1月以来也在Plaquemines项目中产生收益，但此类委托货物销售的持续时间有限，并受到若干重大不确定性和风险的影响。一旦发生相关COD，我们有义务停止销售委托货物。Calcasieu项目调试期持续时间，延长了一不可抗力事件，以及我们从Calcasieu项目和Plaquemines项目的调试货物销售中产生的收益金额，可能并不代表我们的任何项目或其任何未来期间的扩展的调试期间的持续时间或此类销售的收益金额。见—鉴于现货市场价格的显着波动，我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响和— Calcasieu项目调试货物销售的历史收益，该项目由于设备可靠性的意外挑战而延长了调试期，并在高价环境中开始生产液化天然气，可能无法表明调试期的持续时间或我们任何其他项目或其扩建的收益金额。

我们在COD之后的每个项目或其扩建中产生液化天然气销售的能力，取决于我们在此类项目或扩建的COD后SPA下成功开始和维持交付的能力，也取决于我们生产和销售超过此类项目或扩建的铭牌产能的液化天然气的能力。在我们实现相关项目的COD之前，我们不会在我们的COD后SPA下产生任何收入或运营现金流，也不会通过向第三方销售超出我们LNG项目铭牌产能的过剩LNG产生任何收入或运营现金流。此外，与我们的长期COD后SPA相比，如果我们选择签订任何短期SPA，或者如果我们选择在现货或短期基础上出售任何超过我们项目铭牌产能的液化天然气，则此类收入可能会受到更大的波动。

无法保证我们将在预期的时间范围内或完全实现我们的任何项目或其扩展的COD，包括由于这些“风险因素”中其他地方描述的风险，包括—与监管和诉讼相关的风险—我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可。因此，我们无法保证何时开始根据我们的COD后SPA进行交付，因此，我们何时（如果有的话）开始从我们的COD后SPA或销售超出铭牌产能生产的液化天然气（如果有的话）为我们尚未实现COD的项目（包括其任何扩建）产生收入和经营现金流。

表内容

除了我们的COD后SPA，我们还进入了某些坚定的开始SPA。我们在适用的公司开工日期之后履行此类公司开工SPA义务的能力将部分取决于我们在COD之前或之后生产足够的液化天然气货物的能力，或者超过铭牌产能。虽然我们预计在每个固定启动SPA的开始日期之前生产足够的液化天然气量，但无法保证我们的项目或补强扩张不会被推迟，在这种情况下，我们可能无法生产足够的液化天然气来履行我们在相关固定启动SPA下的义务。

此外，无法保证我们将能够生产超过我们项目设施铭牌产能的过剩液化天然气，无论是在我们过剩液化天然气产量的目标水平上还是根本没有，也无法保证，即使生产了这种过剩的液化天然气，我们将能够将其全部转售给第三方客户。

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

因此，我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力存在重大不确定性。

我们仅有有限的业绩记录和历史财务信息，无法保证我们的业务将长期成功。

我们最初仅在2022年第一季度才从Calcasieu项目的委托货物销售中获得收益，在此之前，我们从运营中蒙受了重大损失，并从运营中产生了负现金流。

此外，截至2025年12月31日，我们产生的很大一部分收益来自Calcasieu项目和Plaquemines项目的调试货物的销售，可能并不表明调试期的持续时间或未来任何期间或我们的任何其他项目或其扩展的此类销售的收益金额，或我们更普遍的未来运营结果。

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

Calcasieu项目调试货物销售的历史收益，由于设备可靠性的意外挑战而延长了调试期，并在高价环境中开始生产液化天然气，可能无法表明调试期的持续时间或我们任何其他项目或其扩建的收益金额。

表内容

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

Calcasieu项目出售调试货物的历史收益，在2025年4月发生COD之前由于设备可靠性方面的意外挑战而延长了调试期，可能无法表明调试期的持续时间或我们任何其他项目或扩建的收益金额。尽管我们为我们的某些项目及其阶段列入了目标COD日期，但无法保证COD不会早于或晚于这些目标发生。如果特定项目或其阶段的COD发生时间早于预期，将对我们从销售委托货物中产生收益的能力产生不利影响，根据市场情况，这些收益可能比我们在COD后SPA下赚取的收入更有价值。

鉴于现货市场价格的显着波动，我们通过销售委托货物产生收益的能力受到此类收益的显着不确定性和波动性的影响。

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

除了调试期的持续时间，我们产生此类收益的能力还取决于我们在每个项目的建设和调试阶段谈判销售的能力。无法保证我们将能够继续以我们可接受的条款成功地谈判销售此类委托货物，或我们将能够在未来成功地从我们的项目中营销、生产、装载和交付此类委托货物。此外，由于委托货物不在COD后SPA下出售，而是以不同的条款出售，包括在某些情况下以远期基础出售，因此此类委托货物的收益可能会有很大差异，这取决于国际液化天然气市场的价格和市场状况、全球液化天然气运费以及销售合同执行的时间等因素。因此，我们出售委托货物可能产生的任何收益金额以及我们与此类销售相关的盈利能力在很大程度上取决于国际液化天然气市场的实力，这主要反映在执行委托货物销售合同时液化天然气的现货价格上。从历史上看，LNG现货价格变化较大，影响了委托货物销售产生的收益金额。此外，鉴于多种因素，包括我们已经并可能继续以预先确定的价格在远期基础上签订销售合同，我们在任何特定时期内产生的收益不一定与相应时期的现行市场价格相关。

因此，我们在Calcasieu项目和Plaquemines项目的调试阶段经历了，并预计在我们未来其他项目和扩建的各自调试阶段将继续经历销售调试货物产生的收益的显着波动。因此，我们迄今为止从此类委托货物销售中产生的收益，可能并不表明我们的任何其他项目或扩建的委托期持续时间或此类销售的收益金额。因此，从一个财政期间到下一个可比财政期间，这些收益，以及我们更普遍的经营业绩，可能会有很大差异。此外，如果我们未来无法从出售委托货物中产生与此类历史收益相当的收益

表内容

意识到，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

我们的业务战略包括将一个项目的现金收益用于减少未来项目所需的融资。我们的策略是通过将一定的铭牌产能承诺给长期的COD后SPA来优化COD后生产的LNG的销售，目的是创造一个稳定现金流的基础，同时保留项目铭牌产能的其余部分，以及其潜在的过剩产能，以便在短期、中期或长期的基础上进行销售，目标是优化此类产能的定价，并平衡利润、持续时间和风险。

我们优化销售没有其他承诺的液化天然气货物的能力取决于我们谈判销售的能力，以满足我们平衡利润、持续时间和风险的目标。无法保证我们将能够以我们可以接受的条款成功谈判销售此类货物。此外，由于这类货物可能以不同的条款出售，包括在某些情况下以远期基础出售，这类货物的收益可能在不同时期和不同项目之间有很大差异，这取决于（除其他因素外）国际液化天然气市场的价格和市场状况、国内天然气市场、全球液化天然气运费以及销售合同执行的时间。此外，我们可能从此类销售中产生的任何收益金额，以及我们与此类销售相关的盈利能力，在很大程度上取决于国际液化天然气市场的实力，这主要反映在执行此类货物销售合同时液化天然气的现货价格，以及原料气的可用性和定价。从历史上看，液化天然气的现货价格变化很大，国内天然气价格也是如此。我们预计，未来这些价格将继续大幅变化，这将影响我们从此类销售中产生的收益金额。此外，我们有时可能会在远期基础上签订此类货物的合同，因此，此类销售可能与现货液化天然气价格的变动不相关。

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

我们没有与客户就CP2项目第2阶段的预期铭牌总容量或其他未来项目或扩建签订SPA，我们未能就我们任何项目（包括其任何阶段或扩建）的预期铭牌容量的足够部分签订最终和具有约束力的合同，或以其他方式出售，可能会影响我们为此类项目采取FID的能力。

我们产生收入和现金流的能力部分是基于我们与客户就我们项目的预期铭牌容量达成长期SPA的能力。除其他因素外，与美国天然气价格和国际市场液化天然气价格相关的市场条件变化可能会对我们项目的竞争力和我们参与此类SPA的能力产生不利影响，从而可能对我们的潜在收入产生不利影响。

我们正在积极向国际领先的石油和天然气公司、国家和多国公用事业公司以及液化天然气投资组合贸易公司推销CP2项目2期剩余预期铭牌产能的一部分。截至2025年12月31日，CP2项目2期在20年期SPA下已签约销售1.0公吨/年的液化天然气。根据COD后SPA提供LNG的义务自CP2项目第2阶段COD发生时开始。此外，我们通过VG Commodities签订合同，在20年期Firm-Start SPA下销售2.5 mtpa的LNG，预计这些SPA将在CP2项目2期COD时过渡到CP2。

截至本日，我们尚未就任何其他未来项目或扩建订立任何SPA，也尚未开始积极营销此类其他未来项目或扩建的预期铭牌产能。虽然为特定项目采取FID，包括其任何阶段或扩展，受多种因素的影响，我们

表内容

只有在我们为此类项目、阶段或扩展执行具有约束力的SPA，涵盖我们认为足以支持此类项目、阶段或扩展的开发和融资的适用铭牌容量的目标部分之后，才能选择为CP2项目的第2阶段或任何其他未来项目（包括其任何阶段或扩展）进行FID。我们无法为任何未来发展项目或其任何阶段或扩张采取FID可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景造成重大不利影响。

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

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

我们的目标是开发和运营我们的液化天然气设施，以便能够在我们的每个项目中产生更大的过剩产能，在某些情况下，其产量高达其保证铭牌产能的40%。正如这些“风险因素”中所讨论的，我们在每个项目中生产超过铭牌产能的液化天然气的能力受到与我们项目的开发、建设和投产有关的重大风险和不确定性的影响。尽管我们相信，我们的设计和配置将使我们能够生产过剩的液化天然气，而不会产生重大的额外运营费用或需要额外的资本投资，但我们可能会遇到额外的、不可预见的成本，从而导致运营费用或资本投资，这使得生产任何过剩的液化天然气变得不那么经济或潜在地不经济。我们的增量运营费用或资本投资的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。因此，无法保证我们将在我们的任何项目中以一致和可靠的基础成功生产任何此类过剩的液化天然气，或者根本不会。

我们通常计划保留灵活性，以现货方式出售任何过剩的液化天然气，或在短期、中期或长期的基础上出售。我们销售任何此类液化天然气的能力将受到我们无法控制的若干风险和不确定性的影响，我们无法保证何时或以何种条件能够销售任何此类过剩的液化天然气，如果有的话。因此，根据国际液化天然气市场的价格和条件以及销售合同的执行时间，销售任何此类过剩液化天然气的收入可能会有很大差异，而这些合同的条款可能并不总是有利的。

如果我们无法出售如此过剩的液化天然气，我们的收入将受到不利影响，任何此类影响都可能是重大的。此外，我们很可能仍将被要求支付与预期生产此类过剩液化天然气相关的某些运营费用（例如为生产此类过剩液化天然气而运输天然气所产生的管道运输费用），而不会产生任何相应的收入。因此，任何此类短缺也会降低我们的营业利润率。上述任何情况都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

此外，VG Commodities已签约转售Calcasieu项目COD后产生的超过该项目铭牌产能的至少50%的液化天然气（取决于交易对手方可选择的年度上限）。根据该等协议，在某些情况下（包括但不限于当VG商品的违约事件已经发生且未根据与交易对手的该等协议得到纠正时），交易对手有权根据适用的公司间过剩产能SPA转让VG商品的权利。VG Commodities还签订了长期转售我们的一个或多个其他项目产生的超过其各自铭牌产能（不包括Calcasieu项目产生的50%的液化天然气）的合同。我们可能会在未来就我们其他项目的过剩液化天然气达成类似安排，包括其补强扩建。

表内容

我们的客户或我们可能会在某些条件未满足或其他原因下终止我们的SPA。

我们的每个SPA都包含或将包含各种终止权，允许我们当前和未来的客户终止或免除其在其SPA下的合同义务，包括但不限于：

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

•如果我们未能提供指定的预定货物数量；

•的某些扩展事件发生时不可抗力;

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

•我们未能在违约事件发生后和任何适用的补救期后履行我们的合同义务；和

•控制的某些变化事件的发生。

虽然我们可能会替换被我们的客户或我们终止的任何SPA，但如果这些SPA被终止，我们可能无法以类似或优惠的条款替换这些SPA，或者根本无法替换。此外，根据某些融资协议，我们可能被要求维持特定项目的某些长期SPA的有效（取决于我们在一段可能延长至180天的特定时期内更换它们的能力），并且在适用的宽限期之后违反此类要求的任何行为，除非进行了某些预付款，否则可能会导致此类协议下的违约事件，以及我们针对该项目的其他融资协议下的交叉违约或其他情况。因此，终止某些SPA可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我们根据我们的合同SPA产生现金和VG商品销售的能力在很大程度上取决于我们数量有限的客户的表现，如果其中某些客户因任何原因未能履行其合同义务，我们可能会受到重大不利影响。

我们目前拥有并预计将继续拥有数量有限的客户，我们根据我们的合同SPA向其销售LNG并通过VG商品进行销售。例如，截至2025年12月31日，我们与24个客户就我们项目的液化天然气执行了47.0 mtpa的COD后SPA和Firm-Start SPA，其中45.2 mtpa为20年期合同，1.8mtpa为中短期合同。截至2025年12月31日止年度，我们来自个别外部客户的期内收入约50.0%集中于三个客户。此外，截至2025年12月31日止年度，我们有一名客户占同期收入约23%。

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

我们现有的某些SPA限制，以及我们未来的SPA可能限制，相关客户或其担保人（或两者）的责任。因此，如果客户未能履行其在液化天然气销售合同下的义务（包括，例如，未能接受或支付液化天然气的合同量），我们向该客户或其义务的任何担保人追偿的能力将受到任何商定的责任限制的约束。在

表内容

另外，我们现有的SPA借口，以及我们预期未来的SPA借口，在发生由我们的客户表现不可抗力事件，例如某些严重的不利天气条件，其液化天然气油轮的故障或故障以及天灾。

我们的某些客户未能履行其义务，或我们无法向这些客户或适用的担保人追偿，可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

我们的COD后和其他SPA通常要求，并且我们预计我们未来的SPA将要求，我们的客户支付相当于每MMBTU固定液化费的费用，加上相当于（取决于适用的SPA）的原料气Henry Hub价格的115%或更多的金额，该价格涵盖原料气成本，旨在支付气体运输成本和我们的某些其他运营费用。因此，原料气价格的任何下降都可能降低我们在SPA下的营业利润率。

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

同样，根据销售委托货物的某些SPA以及由VG商品进行的某些销售，我们的客户支付固定费用或基于Henry Hub以外的指数（例如TTF或JKM基准）的费用，在这种情况下，如果我们被要求购买原料气的价格相对于相关的固定费用或替代指数上涨，我们的营业利润率可能会降低，或在相关SPA下用于计算费用的相关指数价格相对于我们被要求购买原料气的价格有所下降的情况下。

我们还预计，我们签订的某些订约SPA和VG商品的某些销售将包括固定费用，该费用仅会在合同期内根据通货膨胀进行部分调整。因此，随着时间的推移，通胀压力不会完全反映在我们根据此类销售协议向客户收取的价格中。同时，由于通胀压力，我们的运营费用很可能会增加。任何此类增长可能无法被我们的合约SPA下的任何部分通胀调整或VG商品的某些销售完全抵消，因此，通胀可能会降低我们的营业利润率。

由于这些因素，我们的营业利润率的任何减少都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

天然气生产商可能会因市场、定价或其他条件而减产或停产，这可能会减少我们液化天然气设施的原料气供应。

我们依赖第三方天然气供应商提供运营我们的液化设施所需的天然气。天然气价格持续大幅下跌、天然气市场或原油供应过剩，或上游生产商成本结构或盈利能力发生重大不利变化，都可能导致生产商关闭、削减或减少现有油井的产量，并推迟或取消计划的钻探活动。天然气供应缩减或关闭，无论是由于商品价格低迷、运营限制、政府行为、天气或其他市场条件，都可能限制我们可用的天然气数量，并可能显着增加我们的原料气成本，限制我们以预期利用率水平运营设施的能力，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来增长前景产生重大不利影响。

表内容

在天然气价格较低或波动的时期，生产商可能会选择减少成本较高的油井的产量或推迟完成已钻探但未完成的油井，这可能会导致我们获得原料气的天然气市场供应减少。除其他外，这种供应可变性可能导致对可用天然气供应的竞争加剧，并降低供应商交付承诺的可靠性。我们无法以商业上合理的条款获得足够的天然气，或者根本无法获得，这可能会对我们与客户和交易对手的关系产生不利影响，他们依赖我们交付合同规定数量的液化天然气。

此外，监管行动、管道基础设施限制、极端天气事件或其他不可抗力影响我们供应地区的事件可能会加剧上游的减产，并进一步限制天然气的供应。虽然我们寻求通过长期供应安排、投资组合多样化和管道连接来缓解这些风险，但无法保证这些措施将充分保护我们免受上游生产放缓或限电的影响。上游天然气产量的任何长期或广泛减产都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来增长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。

我们依赖第三方管道为我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施提供天然气输送选择。我们已经与州际管道公司签订了几项先例和服务协议，为Calcasieu、Plaquemines和CP2项目提供天然气运输。我们将需要进入并确保额外的管道运输能力，用于我们未来的其他项目和扩建，以便我们在此类项目或扩建中产生预期的铭牌和过剩的液化天然气产能。无法保证我们将能够以我们可接受的条款或根本无法保证我们将能够签订必要的协议，以确保我们未来项目和扩建的天然气运输能力，这将损害我们履行SPA义务的能力。即使我们为我们的项目签订了必要的协议，也无法保证我们将能够为我们的每个项目确保必要的天然气运输能力。

此外，我们依赖第三方天然气供应商提供所需的原料气，以在我们的项目中产生预期的铭牌和过剩的液化天然气产能。我们预计，我们将建立并维持一系列天然气供应协议或合同，以满足我们对Calcasieu、Plaquemines和CP2项目以及我们未来其他项目或扩建的要求，但无法保证我们将在长期基础上取得成功。

我们也无法控制监管和许可批准或第三方的建设时间，无论是关于已经获得的容量还是将获得的容量。如果以及当我们需要用这些相互连接的管道替换我们的一项或多项协议或签订额外协议时，我们可能无法以商业上合理的条款或根本无法这样做，这反过来会损害我们履行我们在某些SPA下的义务的能力。我们未能购买或接收足够数量的天然气实物交付可能会阻止我们生产液化天然气或履行我们在SPA下的义务，我们产生收入的能力将受到不利影响，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。此外，如果我们无法全额交付任何合同签约量，我们的客户一般将有权获得部分或全部更换液化天然气的成本和费用的补偿。

我们跟踪和可能呈现的某些指标是说明性的，并受制于一些假设，这些指标中的任何真实或感知的不准确都可能对我们的业务和声誉产生不利影响。

我们跟踪并可能不时呈现某些具有说明性且未经任何第三方独立验证的指标。此类指标可能基于一系列假设，例如相关项目的开发、完成和投产（包括获得任何必要的监管批准）、估计已签约

表内容

此类项目现有COD后SPA的体积、假定的通货膨胀率、假定的每MMBTU Henry Hub天然气价格、一定环境条件的发生和原料气的组成。这些假设是基于我们的管理层对市场可比数据和市场其他指示性定价的评估，并将受到各种因素的影响，包括相关SPA期限内的实际通货膨胀率和Henry Hub天然气价格、我们的客户在适用SPA下的表现，以及本“风险因素”部分所述与我们项目的开发、建设、调试和运营（包括获得任何所需的监管批准）有关的各种风险和不确定性。如果这些指标不能准确反映我们的业务，如果投资者认为这些指标不准确，或者如果我们发现这些数字存在重大不准确之处，投资者可能会对我们的指标和业务失去信心，我们可能会受到法律索赔，包括证券集体诉讼、业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性和前景可能会受到影响。我们计算这些指标的方法有许多限制，可能会随着时间而改变，这可能会导致我们的指标发生意想不到的变化，包括我们公开披露的指标。

我们可能无法在当前或未来的项目中成功寻求扩张机会，这将对我们的增长前景产生不利影响。

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

特别是，扩张机会须经监管部门批准。截至本表10-K日期，我们最近才向FERC和DOE提交Plaquemines扩张项目的申请，我们没有就我们当前或未来项目的任何其他扩张机会向必要的监管机构（包括DOE或FERC）提交任何其他文件。此类批准受到如下所述的众多风险和不确定性的影响—与监管和诉讼相关的风险，并且无法保证我们将成功获得任何此类监管批准。此外，我们正在评估任何扩张的承包和最佳融资方案，因为无法保证我们的项目将产生足够的现金收益来为我们在当前和未来项目中确定的所有扩张机会提供资金。此外，任何扩建都将需要在相关项目上提供足够的额外天然气供应，并且无法保证我们将能够以我们可接受的条款或根本无法达成供应或运输所需天然气的协议。

此外，我们当前或未来项目的任何扩建项目的开发和建设可能会对相关项目正在进行或未来的建设、调试或运营（如适用）产生不利影响。在任何项目处于建设、调试或满负荷运营的情况下，同时建设和随后调试任何项目的任何扩展机会，可能会使我们和我们的第三方承包商面临额外的安全风险，以及与管理这些安全隐患和额外所需的监管批准相关的额外成本。任何此类额外的安全或其他措施和批准都可能导致额外的成本，可能会推迟我们对任何此类扩张的计划，或者可能导致任何潜在扩张机会的规模变小。

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

表内容

季节性波动将导致我们的业务和经营业绩在各个季度有所不同，这可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

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

我们有限的多元化可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

我们战略的一个要素是通过在与我们的天然气液化和出口项目相关的天然气行业领域进行有针对性的交易来支持我们的液化天然气增长。我们打算继续探索在天然气行业进行有针对性的投资和收购，以补充和加强我们的项目组合，并以具有商业吸引力的条件巩固天然气分子的获取和运输，以及交付液化天然气的能力。例如，我们过去在英国和希腊的LNG再气化终端收购了牢固的再气化设施产能。虽然我们认为，这些签约的再气化能力将使我们能够向当前和未来的下游客户直接向欧洲市场供应液化天然气和再气化天然气，并使我们能够继续扩大我们在欧洲市场的影响力，但我们不能保证对交付的液化天然气或再气化天然气的需求将符合我们的预期。

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

表内容

资源，否则我们将专注于发展我们现有的业务和项目。我们可能会经历与投资其他公司相关的损失，我们可能无法实现任何收购、战略联盟或合资的预期收益。因此，如果这些举措不成功，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

未来的风暴和相关的风暴活动和连带影响，或其他灾害，如爆炸、火灾、洪水或事故，可能导致我们的项目或相关基础设施的损坏或运营中断，以及我们的项目的建设和开发以及在我们的项目完成后，我们的项目的运营中断的延迟或成本增加。全球气候变化可能会产生显着的物理影响，例如风暴、洪水和海平面上升的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响，它们可能会对我们的运营产生重大不利影响。

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

尽管我们已就Calcasieu、Plaquemines和CP2项目以及我们的LNG油轮获得了一定的惯常保险，但我们目前并未就我们其他项目的开发、建设或运营的大部分方面保持保险。我们希望根据我们的合同要求并符合行业标准（以商业上合理的条款提供情况为准）获得保险，以防范某些建设、运营和其他风险，但并非所有风险都将得到保险或可投保（例如，由于不可抗力，自然或人为灾害、恐怖袭击或破坏或环境污染可能根本无法获得或以商业上合理的条款获得）。然而，无法保证未来将以商业上合理的条款或商业上合理的费率提供此类保险，或以与我们现有保险范围相同或基本相似的条款提供此类保险，或保险收益将足以支付设备和材料的维修或更换，支付我们项目的收入损失，或赔偿任何伤害或生命损失。此外，我们使用专属保险子公司为与命名风暴相关的某些风险投保，此类承保范围涉及保留某些风险，否则这些风险可能由传统保险承保。如果发生某些经营风险，或如果项目在未来出现全部或部分损失，则无法保证适用保单的收益将足以支付收入损失、增加的费用或维修或更换的费用。此外，如果我们根据我们的保单提出索赔，我们将受到保险人的信用风险。金融和信贷市场的波动和混乱可能会对我们的保险公司的信用质量产生不利影响，并影响其支付索赔的能力。索赔数量或严重程度的任何增加或我们的保单未涵盖的任何此类损失都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我们预计，由于寻求保险的液化天然气项目的需求持续增加，以及已经出现或经历的损失和索赔，液化天然气项目的保费可能会增加

表内容

尊重其他地区的其他无关项目或损失和索赔，其规模足以冲击更广泛的保险市场。此外，我们预计位于路易斯安那州的项目的保险费可能会随着该地区未来重大飓风破坏的发生而显着增加。除其他可能的情况外，全球气候变化可能会导致气温和天气模式的异常变化，从而导致更强烈、更频繁和更恶劣的天气事件、异常的降水水平或海平面或海水温度的变化。未来的风暴和相关的风暴活动和连带影响，或爆炸、火灾、洪水或事故等其他灾害，可能会导致保险费进一步增加。保费的任何此类增加都可能是重大的，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

与我们的业务相关的重大健康和安全事故可能会在潜在责任和声誉损害方面造成高昂的代价。

健康和安全性能对于我们业务所有领域的成功至关重要。健康和安全性能的任何故障都可能导致人身伤害或伤害、财产损失、罚款或因不遵守相关监管要求或诉讼而受到处罚，而导致重大健康和安全事故的故障很可能在潜在责任方面代价高昂。这样的失败可能会引起公众的关注，并对我们的声誉以及我们与相关监管机构和当地社区的关系产生相应的影响。

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

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

此外，虽然我们的大多数执行官被要求将大部分时间用于我们的业务，但如果我们的执行联席主席的其他商业利益要求他们在其他地方投入大量时间，这可能会限制他们将时间用于我们的业务的能力，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生负面影响。

我们的经营业绩在很大程度上取决于关键高级管理人员和技术人员的持续贡献。我们项目的持续成功运营和增长管理要求，除其他外：

•持续发展财务和管理系统；

•对财务报告和披露控制和程序实施充分的内部控制；

•新人员的聘用和培训；和

•后勤、技术、会计、财务、信息技术、行政、商务人员之间的协调。

无法成功管理任何这些因素都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、流动性、融资要求和前景产生重大不利影响。

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

表内容

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

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

在任何项目开始建设之前，我们和我们的承包商，包括我们的EPC承包商，需要雇用新的现场员工来管理每个项目的建设。此外，在我们的任何项目开始运营之前，我们需要雇用整个员工来运营适用的设施。因此，我们预计随着我们的增长，我们的人员数量和相关成本将继续显着增加。如果我们和我们的承包商，包括EPC承包商，无法吸引和留住合格人员，这可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

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

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

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

表内容

LNG行业相关风险

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

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

我们面临基于国际LNG市场价格的竞争。

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

•世界范围内液化天然气产能的增加和可用于市场供应的液化天然气的可用性；

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

•向我们的项目供应天然气原料的成本增加；

•煤炭、重质燃料油和柴油等天然气或替代燃料的竞争来源成本下降；

•非美国液化天然气价格下降，包括与油价下降挂钩的合同导致的价格下降；

•美国境外核电、可再生能源及相关设施产能和利用率增加；

•进口LNG的外国政局不稳，提高关税，或使这些国家与美国关系紧张；

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

表内容

•任何对我们的声誉产生不利影响的事件、发展或公开声明，包括竞争对手或客户的声明。

从美国出口的液化天然气，包括从我们的项目出口的液化天然气，未能继续成为国际市场上具有竞争力的能源来源，可能会对我们客户的液化天然气业务产生不利影响，这可能对他们根据与我们签订的合同SPA、以其他方式通过VG商品进行销售或以其他方式与我们签订合同的能力和意愿产生重大不利影响，并对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

进口或出口天然气的外国政局不稳，提高关税，或这些国家与美国关系紧张，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，一些液化天然气的外国购买者或供应商可能出于经济或其他原因，从非美国市场或从或向我们的竞争对手在美国的液化设施获取其液化天然气，或将其液化天然气引导至非美国市场。相反，美国未来法律或法规的政策变化可能会限制或限制对某些国家或总体的天然气出口。

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

由于这些因素和其他因素，液化天然气在国际上可能无法成为具有竞争力的能源来源。在我们的客户可以进入的市场上，液化天然气未能成为当地天然气、石油和其他替代能源的竞争性供应替代品，可能会对我们的客户以商业方式从美国或我们的项目交付液化天然气的能力产生不利影响，这可能对他们根据与我们签订的合同SPA、以VG商品进行的其他销售或就销售我们的委托货物或公司间过剩产能SPA涵盖的过剩产能与我们签订合同的能力和意愿产生重大不利影响。此外，对我们的客户从美国、或具体从我们的项目交付液化天然气的能力或意愿的任何此类重大障碍，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、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和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的假设，以及对国际

表内容

天然气和液化天然气市场。特别是，供应给我们的项目或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的天然气价格的变化可能会影响我们的项目预计生产的液化天然气的需求和价格。天然气价格的变化也可能影响液化天然气作为能源来源的竞争力，从而可能对我们的客户或对液化天然气的需求和价格产生不利影响。这些因素中的任何一个都可能反过来影响天然气液化和出口设施的可行性，例如我们提议建设的那些设施，并可能要求我们重新评估我们计划中的任何项目的可行性，并导致我们推迟或放弃我们目前的项目开发计划。天然气和液化天然气价格一直并可能继续波动，并受以下一种或多种因素的影响而宽幅波动：

•北美具有竞争力的液化能力；

•全球天然气液化或接收能力不足或供过于求；

•LNG油轮运力不足；

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

•天然气需求减少、价格下降；

•国内生产和进口天然气在相关市场的程度；

•管道可交付的天然气产量增加，这可能会抑制对液化天然气的需求；

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

•允许竞争对手以较低价格提供天然气液化能力的成本改进；

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

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

•天然气产区政治状况，包括俄乌冲突、中东地区发生冲突等地缘政治事件；

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

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

•引起天然气需求变化的一般商业和经济状况的周期性趋势。

我们可能被迫推迟我们的一些资本项目，我们的客户可能陷入财务困境，可能会放慢决策、推迟计划中的项目或寻求与我们重新谈判或终止协议。如果我们的任何交易对手在任何此类重新谈判或终止中获得成功，我们可能无法获得对我们有利的新合同条款或替换已终止的合同。交易对手也可能被迫申请破产保护，在这种情况下，我们与这些交易对手的现有合同可能会被破产法院驳回。

影响上述任何影响因素的不利趋势或发展可能导致液化天然气和/或天然气价格下降，这可能对我们客户的液化天然气业务和我们项目的可行性产生不利影响，也可能对液化天然气的需求和价格产生不利影响，其中任何一种都可能具有重大

表内容

对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生不利影响。

全球范围内的液化天然气油轮可能出现短缺，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

•建造液化天然气油轮的造船厂数量不足，这些造船厂的订单积压；

•正在建造船只的国家或从其获得关键设备的国家发生政治或经济骚乱；

•战争行为或海盗行为；

•政府规章或海事自律组织的变化；

•船厂停工或其他劳资纠纷；

•造船商或船东破产或其他财务危机；

•质量或工程问题；

•海上运输路线中断；

•天气干扰或灾难性事件，如大地震、海啸或火灾；以及

•必要的建筑材料的短缺或延迟接收。

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

技术创新可能会使我们预期的竞争优势或我们的工艺过时。

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

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

与我们的负债和融资有关的风险

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

表内容

截至2025年12月31日，我们子公司的未偿债务约为348亿美元，其中包括由VGLNG承担或担保的111亿美元债务和约237亿美元的项目级债务融资。截至2025年12月31日，根据我们现有的融资协议，我们的子公司有大约135亿美元的额外借款能力。

拥有Calcasieu项目股权的附属实体Calcasieu Funding已发行优先股，总收益为9亿美元，截至2025年12月31日，未偿还的清算优先股总额约为17亿美元，其中一些要求我们在特定情况下向持有人进行优先现金分配。

VGLNG还发行了9.000% A系列固定利率重置累积可赎回永久优先股，每股1,000美元清算优先权，或VGLNG A系列优先股，有权获得优先现金分配，截至2025年12月31日，未偿还的清算优先权总额为30亿美元。

这笔巨额债务和优先股可能对我们产生重要影响，包括：

•使我们更难履行我们对现有债务和子公司现有优先股权的义务；

•限制我们为债务再融资的能力，或增加成本；

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

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

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

•限制我们对行业不断变化的市场条件、客户的业务和经济衰退做出反应的能力；

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

•限制我们在规划或应对业务变化和未来商业机会方面的灵活性；

•限制了我们利用商业机会和应对竞争压力的能力；和

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

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

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

我们可能需要使用我们的大部分现金和资本资源来支付我们的债务的利息和本金，以及现金分配或我们子公司优先股权的其他必要付款。此类付款可能会减少我们可用于建设和完成Plaquemines项目、CP2项目或任何扩建我们的项目或我们可能开发的其他天然气液化和出口设施、收购我们的液化天然气油轮以及用于营运资金、资本支出和其他公司用途的资金，并限制我们的

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获得额外融资的能力。这可能会反过来限制我们实施业务战略的能力，增加我们面对业务、行业或整体经济低迷的脆弱性，并限制我们在规划或应对业务和行业变化方面的灵活性。

我们可能没有足够的现金、经营现金流和资本资源来偿还我们现有和未来的债务和优先股。截至2025年12月31日，我们的材料销售和经营现金流仅限于来自Calcasieu项目的液化天然气销售（包括调试货物的短期销售、COD后SPA下的销售以及过剩产能的液化天然气销售）以及Plaquemines项目在开始商业运营之前的液化天然气调试货物的短期销售。我们无法向您保证，我们何时将开始从Plaquemines项目、CP2项目或其任何补强扩张或我们未来的任何项目的商业运营中产生任何运营现金流。我们偿还债务和优先股的能力将取决于（其中包括）我们未来的财务和经营业绩，这将受到当前经济状况以及金融、商业、政治、监管和其他因素的影响，其中一些因素超出了我们的控制范围。我们也无法向您保证，我们的业务将从运营中产生足够的现金流，或者我们未来可以获得的融资金额足以使我们能够及时支付我们的债务或优先股，或为我们的运营提供资金。

如果我们面临这样的流动性问题，我们可能会被迫减少或推迟投资和资本支出，或处置重大资产或运营，寻求额外的债务或股权资本，或重组或再融资我们的债务或优先股权。如果有必要，我们可能无法以商业上合理的条款或根本无法实施任何此类替代措施，即使成功，这些替代行动也可能不允许我们对我们的债务或优先股进行必要的付款。此外，有关我们现有债务和优先股权的某些协议以及此类未来协议或优先股权的条款也可能限制我们筹集债务或股权资本以在到期时用于偿还我们现有债务的能力。我们可能无法完成这些处置或获得足以在到期时支付我们的债务或优先股权所需款项的收益。如果我们的现金、经营现金流和资本资源不足以为这些债务提供资金，可能会导致此类债务下的违约事件，如果不加以纠正或豁免，可能会导致我们的全部或部分债务加速偿还。因此，我们的债务持有人将有权对担保此类债务的所有抵押品进行止赎，这些抵押品基本上代表了相关项目的所有资产。此外，如果Calcasieu Funding发行的优先单位的分配是在Calcasieu项目开始商业运营后的第一个完整季度连续六个日历季度以增加融资面值而不是现金的形式进行的，则某些投资者可能会行使直接或间接控制我们的某些子公司和Calcasieu项目的介入权利。

作为一家控股公司，公司依赖其子公司向其转移资金以履行其义务的能力。

该公司是我们所有业务的控股公司，是独立于其子公司的法人实体。因此，公司依赖于其附属公司提供贷款、支付股息和支付其他款项的能力，以产生公司履行其财务义务和向股东支付股息（如有）所需的资金。无法从其附属公司收取股息可能对我们的业务、财务状况、现金流量和经营业绩产生重大不利影响。特别是，在Calcasieu项目COD之后，但在2027年8月19日之前，在Calcasieu Funding以现金赎回其优先单位的任何应计分配之前，不得从Calcasieu Funding向其间接母公司VGLNG进行分配，这些单位由第三方拥有。此外，在2027年8月19日及之后，在Calcasieu Funding以现金赎回所有此类优先单位之前，不得从Calcasieu Funding向VGLNG进行分配。

本公司的附属公司没有义务就本公司的任何负债支付到期款项或向本公司提供资金以支付该等款项。我们的子公司未来向公司支付股息或其他分配的能力将取决于（其中包括）其收益、税收考虑和任何融资或其他协议中包含的契约，例如管理我们子公司当前债务和优先股的契约。特别是，我们的子公司可能会产生额外的债务或发

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可能限制或禁止此类子公司向公司进行分配、支付股息或提供贷款的额外优先股。此外，此类付款可能会因其债权人（包括供应商、供应商、出租人和雇员）对公司子公司的索赔而受到限制。

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

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

我们的债务协议包含各种契约，限制我们的某些子公司的能力，其中包括：

•产生或担保额外债务或发行不合格股票或优先股；

•派发股息（包括向公司派发股息）及就股本作出其他分配或赎回或回购；

•进行某些投资；

•产生一定的留置权；

•与关联公司进行交易；

•合并或合并；

•订立限制受限制附属公司向发行人支付股息或其他款项的能力的协议；

•指定限制性子公司为非限制性子公司；和

•转让或出售资产。

此外，我们的项目融资信贷协议要求我们的项目保持一定的历史偿债覆盖率，分别针对每个项目并在实现某些里程碑时。

Calcasieu Holdings的B类普通单位持有人有权选择和任命一名管理人员进入Calcasieu Holdings的管理委员会，除其他外，在以下事项之前需要获得该管理人员的同意：

•修订重点项目合同；

•产生超过7500万美元的任何额外债务，但某些例外情况除外；和

•在特定情况下发行或赎回股权。

此外，除了Venture Global Calcasieu Pass Holding，LLC出资以换取在Calcasieu Funding发行普通单位外，Calcasieu Funding不得在未经其优先单位持有人多数同意的情况下发行额外单位。

此外，管理VGLNG优先有担保票据和VGLNG循环信贷融资的协议包含各种限制我们某些子公司的能力的契约，其中包括：

•产生或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；

•派发股利并进行其他分配或者回购股票；

•设立或招致某些留置权；

•合并、合并或转让或出售其全部或基本全部资产；和

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此外，VGLNG循环信贷工具的条款要求我们维持最高总杠杆比率不超过6.00：1.00。

我们未能遵守上述限制性契约以及我们其他债务的其他条款和/或任何未来债务的条款，可能会导致违约事件，如果不予以纠正或豁免，可能会导致我们被要求在到期日期之前偿还这些借款。如果我们被迫以较不利的条款为这些借款再融资或无法为这些借款再融资，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

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

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

加息将增加我们偿债的成本，并可能降低我们的盈利能力。

我们某些信贷安排下的未偿债务按浮动利率计息。虽然这类债务的很大一部分已通过利率掉期以固定利率进行对冲，但利率上升将增加我们子公司的偿债成本，即使借款金额保持不变，并可能大幅降低我们的综合盈利能力和现金流。由于我们的子公司偿债成本增加，我们的子公司可能无法向我们进行分配。

美国联邦储备委员会在2022年和2023年大幅提高了联邦基金利率，这导致我们浮动利率债务的借贷成本增加。虽然美国联邦储备委员会最近开始降低联邦基金利率（这对我们的借贷成本产生了相应的影响），但我们无法向您保证，美国联邦储备委员会未来是否会继续降低联邦基金利率或是否会提高这种利率。未来任何联邦基金利率上调都可能反过来使我们的融资活动成本更高，并限制我们在现有债务到期时为其再融资的能力，或在再融资时支付更高的利率，并增加再融资债务的利息支出。任何联邦基金利率上调都可能反过来使我们的融资活动成本更高，并限制我们在现有债务到期时为其再融资的能力，或在再融资时支付更高的利率，并增加再融资债务的利息支出。

尽管我们的子公司目前的负债水平和发行的优先股，我们预计将产生大量额外债务，其中部分或全部可能是有担保的，以及为我们的项目的开发、建设和完成提供资金的股权融资。这可能会进一步加剧我们上述财务状况的风险。

尽管根据管理我们现有债务和优先股的协议条款，我们在额外债务和股权融资方面受到某些限制，但这些限制受到一些资格和例外的限制，并且为遵守这些限制而产生的额外债务和/或优先股可能是巨大的。我们预计将产生大量额外的债务和股权融资，以资助开发、建设和完成CP2项目、任何潜在的补强扩建以及我们可能决定在未来开发的任何其他天然气液化和出口设施，或其他项目。截至2025年12月31日，我们的子公司以可用承诺的形式拥有约135亿美元的额外借款能力（所有这些都将得到担保）。

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如果我们或我们的任何子公司产生或发行额外债务和/或优先股（如适用），则上述风险因素中描述的风险将会增加。

一旦发生我们现有和未来债务项下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可能会选择加速偿还全部或部分债务。Plaquemines项目或CP2项目的COD延迟超过一定期限也可能分别导致Plaquemines信贷便利、CP2信贷便利或CP2 EBL便利下的违约事件。

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

特别是，我们授予VGLNG优先担保票据持有人和VGLNG循环信贷融资下的贷方对VGLNG几乎所有现有和未来资产的第一优先留置权，包括直接或间接拥有Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、任何未来项目和任何相关管道的VGLNG直接全资子公司。此外，我们根据Calcasieu Pass信贷便利向我们的某些贷方和VGCP优先有担保票据持有人授予：（i）VGCP和TCP几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保险单、协议、许可证和银行账户；（ii）VGCP的所有重大租赁权益和费用权益的抵押，包括但不限于Calcasieu项目场地；（iii）与Calcasieu项目有关的某些子公司的100%股权的第一优先完善担保权益；（iv）上述所有收益作为抵押品。此外，Calcasieu Pass Pledgor，LLC授予VGCP优先担保票据的贷方和持有人在VGCP和TCP的所有股权中的第一优先完善担保权益。我们还根据Plaquemines信贷便利向我们的某些贷方和VGPL优先有担保票据持有人授予：（i）Plaquemines和Gator Express几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保险单、协议、许可证和银行账户；（ii）Plaquemines的所有重要租赁和收费权益的抵押，包括但不限于Plaquemines项目场地；（iii）Plaquemines和Gator Express的100%会员权益；（iv）上述所有收益作为抵押品。我们根据CP2信贷便利向我们的某些贷方授予：（i）CP2和正大快运几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保单、协议、许可证和银行账户；（ii）CP2的所有重大租赁权益和费用权益的抵押，包括但不限于CP2项目场地；（iii）CP2和正大快运的100%会员权益；以及（iv）上述所有收益作为抵押品。此外，我们根据CP2 EBL融资授予我们的某些贷方（i）CP2 Holdings几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保单、协议、许可证和银行账户；（ii）CP2 Holdings的100%会员权益；以及（iii）上述所有收益作为抵押品。此外，我们根据Blackfin信贷便利向我们的某些贷款人授予：（i）Blackfin Pipeline，LLC和Blackfin Supply，LLC的几乎所有现有和后获得的个人财产的第一优先完善担保权益，包括但不限于收益、保险单、协议、许可证和银行账户；（ii）Blackfin Pipeline，LLC和Blackfin，Supply，LLC的某些重大不动产权益的抵押；（iii）Blackfin Pipeline，LLC和Blackfin Supply，LLC的100%股权的第一优先完善担保权益；（iv）上述所有收益作为抵押品。因此，任何此类债务下的债权人可能会在发生违约事件后针对此类抵押品进行止赎，以确保适用的债务，这将对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。

此外，Calcasieu Holdings的B类单位持有人或投资者将有权在发生某些触发事件时任命Calcasieu Holdings的董事会多数成员，或步入权。此类触发事件包括如果Calcasieu Pass信贷便利下发生违约事件

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如果COD后Calcasieu Funding继续累积某些分配。由于Calcasieu Holdings是全资拥有Calcasieu项目和TransCameron管道的实体的唯一成员，因此，介入权不仅赋予了投资者对Calcasieu Holdings以及对Calcasieu项目和TransCameron管道的重大控制权。投资者的利益可能与我们或我们的股东的利益不同，因此投资者可能并不总是以有利于我们或我们的股东的方式行使控制权，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。

我们使用对冲安排可能会对我们未来的经营业绩或流动性产生不利影响。

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

•预期供应量小于对冲量；

•套期保值合约的交易对手不履行合同义务；或者

•套期保值协议中的标的价格与实际收到的价格之间存在预期差的变化。

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

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

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

CFTC持仓限制规则限制了市场参与者可能持有的某些投机性期货合约，以及与包括Henry Hub天然气在内的某些实物商品相关或挂钩的经济等价期权、期货和掉期的数量，但某些善意对冲头寸和其他类型交易的有限豁免除外。这些要求的应用会影响整个衍生品市场，包括我们用来对冲或减轻商业风险的掉期类型的成本和可用性。

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

表内容

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

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

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

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

此外，英国退出欧盟后，英国和欧盟金融监管制度之间可能出现分歧，这在市场参与者中造成了不确定性，并可能导致额外的监管风险和合规成本。虽然预计英国将维持与欧盟类似的监管标准，但最近出现了技术分歧，随着时间的推移，这一趋势很可能会继续增加。

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

与监管和诉讼相关的风险

我们可能无法为我们的项目从政府和监管机构获得所需的批准和许可。

构成我们项目的设施的设计、建设和运营，以及液化天然气的出口和天然气的运输，都是高度管制的活动。我们的某些项目仍需申请和/或收到若干重要的联邦、州和地方政府及监管批准和许可，详见下文第1项。—商业—政府监管本10-K表格。FERC和DOE根据《天然气法案》（或NGA）第3和7条，以及其他几项重要的政府和监管批准和许可，包括根据《清洁空气法》（或CAA）和《清洁水法》（或CWA），需要获得批准，才能建造和运营液化天然气设施和天然气管道，

表内容

并出口我们项目生产的液化天然气。另见第1项。—商业—环境监管本10-K表。我们已获得所需批准和许可的项目仍受到广泛监管。

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

2025年1月20日，美国总统特朗普发布了一项题为“释放美国能源”的行政命令，其中除其他条款外，指示DOE重启对液化天然气出口批准申请的审查，并将考虑对美国的经济和就业影响以及批准申请将导致的对盟国和合作伙伴安全的影响。范围广泛的行政命令的其他部分要求加快许可和消除延误，并撤销先前与CEQ和温室气体（“GHG”）排放相关的行政命令。当天发布的第二项行政命令宣布“国家能源紧急状态”，除其他外，承认向国际盟友和合作伙伴出售液化天然气的好处。2025年1月21日，DOE指示化石能源和碳管理办公室根据《天然气法案》恢复审议未决的液化天然气出口申请，并将DOE研究的意见征询期延长至2025年3月20日，“以确保此类公共利益决定获得适当的利益相关者投入。” 美国能源部部长赖特于2025年2月5日发布的首份秘书令称，美国能源部已恢复对待批出口授权的审议，并将确定并行使其法律权力，以加快批准和建设可靠的能源基础设施。

2025年5月19日，美国能源部发布了对2024年液化天然气出口研究的公众意见的回应，最后以详细的支持性分析得出结论，液化天然气出口符合公众利益。自那一天起，美国能源部发布了一系列授权美国液化天然气出口的订单，其中包括我们项目的某些订单。尽管如此，无法保证DOE的未来政策，或这些政策对我们现有和未来项目的影响，包括我们的相关合同。

虽然FERC已根据NGA第3和7节授权Calcasieu项目、Plaquemines项目和CP2项目以及相关管道的选址、建设和运营，但仍需要委员会和/或FERC工作人员（如适用）的额外授权，作为FERC对我们项目的持续监管的一部分。完成Plaquemines项目的建设和调试并将其设施投入商业服务需要此类实施授权，并且在整个CP2项目的建设和调试过程中将需要类似的授权。

我们还有其他计划中的项目尚未获得FERC或DOE的必要授权。我们最近已申请但尚未获得某些项目的授权，例如Plaquemines扩建项目以及我们要求在不增加任何新设施的情况下增加现有Plaquemines项目和CP2项目的授权产量。我们尚未就任何其他未来项目或任何扩张向FERC或DOE提交任何文件。随着我们继续努力获得此类项目的监管批准，我们可能会不时面临额外的监管风险或延迟，因为这些风险或延迟是基于我们无法控制的各种因素。无法保证监管风险或来自FERC或其他监管机构的问题不会干扰我们阻止我们开发这些额外项目的计划。

我们无法预测我们的申请、批准或许可是否会招致重大反对，或者许可程序是否会因复杂性和上诉而被延长，包括DOE将授权增加Plaquemines项目和Plaquemines扩建项目出口的预期年化峰值液化能力的时间表的不确定性和延迟，以及FERC和DOE对我们未来其他项目或扩建的未来申请采取行动的时间表，环保组织和其他倡导者提起诉讼，关注我们的项目对气候变化和污染的影响，以及当地社区因环境、健康和安全问题而产生的抵制。多个环保组织已积极

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反对我们项目所需的监管批准，包括对我们收到的CP2项目授权提出上诉。见—与我公司项目及其他资产相关的风险—各种经济和政治因素，包括环境或其他公共利益团体的反对，可能对我们项目的时间安排或整体开发、建设和运营产生负面影响，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。环保组织和其他倡导者对我们项目的反对可能会随着时间的推移而增加和加强。任何有关我们的许可或批准的上诉或诉讼可能会延迟我们的天然气液化和出口设施的开发。无法保证任何反对、上诉或其他诉讼，不会成功或不会延迟我们开发CP2项目的能力，或我们可能寻求开发的任何其他未来项目或扩展。

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

拒绝对项目或附加扩张机会至关重要的申请、批准或许可或施加不切实际的条件将损害我们开发项目或附加扩张机会的能力。同样，我们的项目的审查和许可过程或补强扩张机会的延迟可能会削弱或延迟我们开发相关项目或补强扩张机会的能力，或大幅增加成本，以致相关项目或补强扩张机会对我们不再具有财务吸引力。必须先获得上述某些批准和许可，然后才能开始建设特定项目或补强机会，然后我们才能在此类项目中寻求任何额外的潜在补强扩张机会。如果我们无法获得和维持必要的批准和许可或满足强加于我们的额外许可要求，我们可能无法按期完成我们的项目或运营它们并根据SPA向我们的客户提供服务，因此，未能获得和维持任何这些许可、批准或授权可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性和前景产生重大不利影响。

未来，可能需要额外的监管批准，或由于反对、法律法规变化或其他原因造成的延误而产生重大成本。此外，分区、环境、健康和安全法律法规可能会定期修订或颁布，并可能随着时间的推移变得更加严格。因此，我们无法保证此类法律或法规不会被更改或重新解释，或不会采用新的法律或法规。遵守未来法律法规的成本可能要求我们承担更高的成本。

无法保证我们现有或未来的监管批准不会受到其他法律挑战，或此类批准不会被重新审查以不利于我们一个或多个项目的开发、建设或运营或更广泛地影响我们的业务的方式腾出、撤回、推翻、更改或以其他方式修改。如果我们因现有监管批准的任何变化而被要求修改我们的活动，这种影响可能会增加我们的项目成本、延迟我们的项目时间表、影响我们完成计划项目的能力，或者如果我们无法履行我们在先前存在的商业协议下的承诺，则会导致第三方的索赔，所有这些都可能对我们的业务产生重大不利影响。

表内容

我们的州际天然气管道及其FERC天然气关税受FERC监管。

我们提供州际运输的天然气管道受FERC根据NGA和1978年天然气政策法案或NGPA的监管。FERC对州际商业中的天然气运输进行监管，包括管道的建设和运营、费率、服务条款和条件以及设施的废弃。根据NGA，州际天然气管道收取的费率必须是公正合理的，我们被禁止在管道费率或服务条款和条件方面不适当地倾向于或不合理地歧视任何人。如果我们的州际天然气管道未能遵守所有适用的法规、规则、条例和命令，他们可能会受到重大处罚和罚款。

由于我们的州际天然气管道受FERC法规的约束，我们必须向FERC提交FERC天然气关税，以及不时对已提交的FERC天然气关税或与管道相关的协议的任何后续变更，以供我们的每条管道批准。我们目前已经为我们的TransCameron和Gator Express管道制定了有效的关税，这些关税的任何变化都需要FERC的批准。我们管道上任何新建、改造或扩建设施的建设和运营也可能需要FERC授权。无法保证FERC将按照预期的条款和时间表接受此类申请，或者根本不接受。

如果我们或我们拥有FERC管辖管道的任何适用子公司未能遵守所有适用的FERC管理的法规、规则、条例和命令，我们或该子公司可能会受到重大处罚和罚款。根据2005年《能源政策法案》（EPAct），FERC根据NGA和NGPA拥有民事处罚权力，可以对每项违规行为实施目前每天高达约158万美元的处罚（未来的变化与通货膨胀挂钩）。

管道安全完整性计划和维修可能会给我们带来巨大的成本和责任。

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

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

•对管道完整性进行持续评估；

•识别并描述可能影响“高后果区域”的管道段所面临的适用威胁；

•完善数据采集，整合分析流水线数据；

•必要时对管道进行维修和修复；以及

•实施预防和缓解行动。

我们被要求维护旨在评估管道完整性的管道完整性测试程序。PHMSA有权对违反其安全标准的行为进行行政罚款和处罚，此类违规行为也可能引发民事执法行动。

表内容

此外，遵守诚信管理计划和其他PHMSA要求的成本可能难以预测。此外，随着PHMSA颁布新的或修订的法规以及国会修订现有的管道安全法，这些标准会受到定期的法定和监管修订，并且通常会随着时间的推移变得更加严格。如果这些标准在未来变得更加严格，可能会导致我们与其他类似情况的管道运营商一样，为运营我们的管道而产生更高的成本，为开发未来项目或附加扩张机会而产生更高的成本，或者对我们的运营造成潜在的不利影响。例如，2025年1月17日，PHMSA发布了一项最终规则制定，执行2020年《保护我们的基础设施和加强安全法案》（简称《管道法案》）的授权，以减少新的和现有的天然气输送、受监管的集输管道、天然气储存和液化天然气设施产生的甲烷排放。该规则规定了强化的泄漏调查和巡逻要求、泄漏检测程序标准、泄漏分级和修复标准、修复时间表、缓解井喷排放的要求、调查故障的要求，以及降压装置的设计、配置和维护标准。然而，在特朗普政府于2025年1月20日发布监管冻结之前，该规则并未在《联邦公报》上公布，因此尚未生效。未来根据《管道法案》实施这些授权的任何规则都可能要求管道和设施运营商在其设施上进行操作更改或修改，以满足超出当前要求的标准。2025年5月，PHMSA发布了两份拟议规则制定（“ANPRM”）预先通知，征求公众对其管道和液化天然气设施安全法规更新的意见，旨在执行总统的“释放美国能源”行政命令。 2025年6月，PHMSA发布了另一份ANPRM，就是否废除或修改其管道安全法规中的任何要求征求利益相关者的反馈意见，以消除对国内能源资源的识别、开发和使用的不应有负担，并提高政府效率。特朗普政府这些努力的最终影响还有待观察。如果安全标准在未来变得更加严格，它可能会导致我们像其他类似情况的公司一样，对我们的设施进行更改或修改，这可能会导致额外的资本成本、可能的运营延误和运营成本增加，在某些情况下，这可能是重大的。

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

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

我们的业务正在并将受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规规范和限制（其中包括）向空气、土地和水的排放，特别是在保护环境和自然资源方面；处理、储存和处置危险材料、危险废物和石油产品；以及与危险物质排放相关的调查和补救。其中许多法律法规，例如CAA、油污法或OPA、CWA、综合环境响应、赔偿和责任法案或CERCLA、资源保护和回收法案或RCRA，以及类似的州法律法规，限制或禁止与我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施的建设和运营相关的可释放到环境中的物质的类型、数量和浓度，并要求我们保持许可，并向政府当局提供进入我们设施进行检查的权限，并提供与我们的合规相关的报告。此外，某些法律法规授权对我们的项目和相关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会导致重大责任、合规令、罚款和处罚、运营或建设限制、难以从监管机构获得和维持许可或与污染控制设备相关的资本支出和运营成本，这些可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

表内容

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。作为拟议液化设施的所有者和经营者，我们可能对在我们的设施或从我们的设施释放到环境中的有害物质的调查和清理费用以及由此对自然资源造成的损害承担责任，包括与我们拥有和运营之前的有害物质释放有关的费用。

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

联邦和各州监管当局一直在推行监管和政策举措，以减少美国从各种来源排放的GHG，但此类举措仍然存在争议，并会根据法律和政治发展情况经常进行更改和修订。例如，2009年12月15日，美国环境保护署（EPA）公布了其调查结果，即二氧化碳、甲烷和其他“温室气体”的排放对人体健康和环境构成了危害，这为EPA根据《清洁空气法》追究GHG排放法规提供了法律支持。然而，2025年8月1日，美国环保署发布了一项拟议规则，将撤销这些调查结果。此外，2024年5月，美国环保署敲定了一项监管电力部门GHG排放的新规则，该规则将分阶段要求某些化石燃料发电厂实施GHG减排方法，其中包括安装系统以捕获和封存其碳排放。这项规则是哥伦比亚特区上诉法院待决的法律挑战的主题，以及2025年6月将废除该规则的EPA提案。我们无法预测这些事态发展的结果。

2023年12月2日，EPA发布了一项最终规则，更新和扩大了对新的、改造的和重建的油气源的要求，包括油气井、控制器、泵、储存容器和压缩机站，旨在减少甲烷和挥发性有机化合物的排放，并指示各州针对数十万个现有油气源制定与这些要求大体平行的计划。该规则还包括一项超级排放物响应计划，根据该计划，合格的第三方可以记录超级排放物事件并通知受影响场地的所有者或运营商，要求他们调查并采取措施缓解甲烷排放。这项规则也将受到哥伦比亚特区上诉法院的未决法律挑战的制约。2025年1月20日，美国总统特朗普签署了一项行政命令，再次让美国退出《巴黎协定》，以及一项题为“释放美国能源”的范围广泛的行政命令，其中除其他条款外，指示所有机构仅遵守出于环境考虑的相关立法要求，并优先考虑能源生产。这些行动，以及美国现任行政当局一般情况下，对GHG排放以及与气候相关的法规和倡议未来的影响目前无法预测。

2022年8月16日签署成为法律的《降低通胀法》第60113条规定，对每年报告二氧化碳当量排放量超过25,000公吨的石油和天然气部门运营的各种设施（包括液化天然气储存和液化天然气进出口设备）的过量甲烷排放收取费用。对于液化天然气设施，超额排放费用是根据报告的甲烷排放吨数超过从此类设施或通过此类设施送往销售的天然气的0.05%计算的。我们预计，我们的设施将被征收这样的超额排放费用。2025年3月，特朗普总统签署了国会通过的一项措施，废除了实施排放收费的EPA规则。2025年7月4日，特朗普总统签署了《一大美丽法案法案》，除其他外，该法案将美国环保署征收排污费的时间推迟到2034年。排污费的未来前景仍不明朗。

表内容

美国国会不时考虑通过其他立法来限制或规范温室气体的排放。美国国会不时审议其他限制或规范温室气体排放的立法，包括能源立法或其他寻求解决GHG排放问题或限制石油和天然气运营的举措。除了联邦气候政策的不确定性之外，我们仍可能受到国际倡议、州倡议或未来联邦监管倡议的约束或影响，这些倡议可能包括直接的GHG排放法规、碳排放税或限额与交易计划。这些举措可能会影响我们在终端消费的天然气的需求或成本，或者可能会增加我们运营的合规成本。

其他联邦和州的举措，以及我们打算在哪些外国司法管辖区销售我们的产品的举措已经实施，正在考虑或将来可能考虑解决GHG排放以及其他气候和环境问题。这些措施可能包括但不限于条约承诺、直接监管、碳排放税、总量控制和交易方案或授权电力部门将一定比例的可再生能源纳入其投资组合。例如，欧盟通过了到2050年实现GHG净零排放的具有法律约束力的目标。此外，2024年8月，一项旨在减少与天然气、石油和煤炭进口相关的甲烷排放的欧盟法规开始生效，并就与产品相关的“生命周期”甲烷排放对进入欧盟的化石燃料进口商实施了监测、报告和核查标准。某些初始报告要求于2025年开始，进口商证明进口产品是按照与欧盟要求相当的监测、报告和核查标准生产的报告要求将于2027年生效。欧盟当局正在制定针对进口商的规则，以证明其在该法规下的等同性。此外，美国政府一直在游说欧盟，让美国公司在2035年之前不受该规定的约束。这项规定的最终范围，包括游说美国豁免的结果，以及对我们的合规、报告和运营成本的影响，以及我们的进口产品的适销性，仍然不确定。

此外，不时有人建议改变FERC在根据《国家环境政策法》（NEPA）和NGA审查申请时考虑GHG排放的方式。例如，2025年1月，FERC撤回了在天然气基础设施审查中考虑GHG排放的临时政策声明草案，称将根据具体情况考虑与GHG排放相关的影响。2024年5月，CEQ发布了最终的“第2阶段”NEPA法规，其中包括在NEPA审查中考虑气候变化和环境正义影响的具体方向。然而，这些规定最终在2025年被CEQ撤销。2025年5月，CEQ还撤回了此前旨在帮助各机构在NEPA审查中考虑GHG排放和气候变化影响的临时指南。虽然NEPA审查中GHG排放和气候相关分析的最终范围和内容仍不确定，但未来任何包含此类考虑因素的举措或提议都可能影响我们在终端消费的天然气的需求、可用性或成本，或者可能增加我们运营的合规成本。

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

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

限制GHG排放的国际协议以及国家、地区和州立法和监管措施对我们的财务业绩的最终影响，以及这些影响的时间，将取决于许多因素。这些因素包括（其中包括）所涵盖的行业、所需的GHG减排

表内容

以及我们能够在多大程度上通过在竞争激烈的市场上对我们的产品进行定价来收回所产生的成本。此外，GHG排放相关协议、立法、法规或私人举措对我们的财务业绩的最终影响是高度不确定的，因为对于众多的个别司法管辖区，公司无法确定性地预测政治决策过程的结果以及与此类过程及其时间安排相关的不可避免地发生的变量和权衡。

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

我们卷入，并可能在未来卷入，纠纷和法律诉讼。

我们参与并可能在未来参与与公共当局、股东、供应商、承包商、客户、土地所有者、现任或前任雇员以及其他人的纠纷和法律诉讼。鉴于我们业务的性质，这类纠纷和法律诉讼通常涉及高度复杂的法律和事实问题和裁决，在某些情况下，还会引入大量风险敞口。

例如，Calcasieu项目目前正根据与Calcasieu项目相关的COD后SPA与其某些客户进行仲裁程序，详见项目3。—法律程序.此外，请参阅—如果我们在当前或未来可能与客户进行的任何法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们加速履行相关项目的所有债务，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。

此外，在2023年至2025年期间，我们的某些前雇员就涉嫌违反某些股票期权授予协议和相关事项提起诉讼，包括在弗吉尼亚州联邦法院提起诉讼。见项目项目3。—法律程序了解更多信息。虽然大多数这些程序已经解决，但其中某些程序仍然悬而未决。我们不同意这些诉讼程序中的每一项主张，并在适用的情况下为自己进行辩护并主张反诉。无法保证我们将成功地为任何剩余的索赔进行辩护。

此外，一项名为Venture Global、我们的董事和我们的某些高级职员、我们的承销商，以及Venture 伙伴全球 II，LLC的推定证券集体诉讼于2025年4月提起，随后于2025年9月和2025年12月进行了修订。该投诉代表根据和/或可追溯到IPO注册声明的所有购买或以其他方式获得我们的A类普通股的个人和实体的推定类别根据《证券法》第11、12和15条主张索赔，并辩称公司及其某些高级职员和董事在IPO注册声明和招股说明书中所作的某些陈述涉嫌虚假或具有误导性，并代表推定类别寻求未指明的损害赔偿。此外，四份名为Venture Global、我们的董事、我们的某些高级管理人员和我们的某些承销商的推定股东派生诉讼投诉已被提交，称公司及其某些高级管理人员和董事在IPO的注册声明和招股说明书中所作的某些陈述涉嫌虚假或具有误导性。诉状称，存在违反信托义务、严重管理不善、浪费企业资产、不当得利、帮教等行为，并就此类违规行为寻求未指明的损害赔偿。所有四项股东派生诉讼投诉均被搁置，等待我们驳回我们于2026年1月28日提交的经修订的证券集体诉讼投诉的动议的解决。见项目3.—法律程序了解更多信息。公司认为上述所有索赔都是没有根据的，打算积极进行抗辩。

除了这些具体的争议之外，我们现在和已经以及将来可能会卷入各种行政、监管或其他法律程序，以及其他人已经和将来可能指控

表内容

根据与环境、就业法、我们强加或同意的合规计划有关的命令、法规、规则或条例，或各地方、州或联邦机构为建设或运营我们的天然气液化设施而颁发的许可证，我们违反或违约。我们一直并可能在未来也受到与我们的天然气液化设施的建设或运营有关的人身伤害或财产损失的索赔。

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

如果我们在与客户的任何当前或潜在的未来法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们对相关项目的所有债务加速，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。

我们参与并可能在未来参与根据我们的SPA与客户进行的争议和仲裁程序，详见项目3。—法律程序.某些此类索赔已被驳回或解决，但一些此类索赔仍在进行中，在一个案例中，其索赔在仲裁中被驳回的客户已向纽约最高法院提交了一份请愿书，寻求撤销适用的仲裁裁决。

我们不同意每一项正在进行的仲裁请求和寻求撤销一项此类仲裁裁决的法律程序中的主张和法律主张，Calcasieu项目正在积极为剩余的仲裁程序和此类法律程序进行辩护。虽然我们认为，此类仲裁程序中的任何损害赔偿裁决应受制于相关COD后SPA下的相关卖方总责任上限（与BP COD后SPA相关的仲裁裁决除外），但无法保证Calcasieu项目将成功地为此类正在进行的索赔进行辩护或证明任何此类索赔受制于适用的责任上限。此外，尽管已启动上述仲裁程序的COD后SPA客户均未在相关仲裁中寻求终止基础COD后SPA作为补救措施，但其中两名长期COD后SPA客户已通知Calcasieu项目项目融资的抵押代理人，其长期COD后SPA下的潜在终止事件已经发生或可能发生，补救措施可能包括终止或暂停相关长期COD后SPA。

如果Calcasieu项目未能就这些正在进行的索赔中的任何一项进行抗辩，它可能需要支付的金额可能是巨大的，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响，并导致我们A类普通股价值的波动性增加。此外，根据我们在适用的宽限期内更换此类长期COD后SPA的能力，终止或暂停受这些索赔约束的任何相关长期COD后SPA可能会导致我们在Calcasieu项目下的未偿债务加速，并对担保此类债务的所有抵押品（基本上代表Calcasieu项目的所有资产）进行止赎，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资要求、流动性和前景产生重大不利影响。

表内容

如果某些客户成功终止其对Calcasieu项目的COD后SPA，我们将需要在一段时间内更换这些客户和/或修改Calcasieu项目现有的COD后SPA，这可能会延长至180天，这可能需要时间，并且无法保证我们能够及时并以可比或更好的条款进入新的COD后SPA。见—与我们业务相关的风险—如果某些条件未得到满足或出于其他原因，我们的客户或我们可能会终止我们的SPA。另见—与我们的债务和融资相关的风险—一旦发生我们现有和未来债务项下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可能会选择加速偿还全部或部分债务。Plaquemines项目或CP2项目的COD延迟超过一定期限也可能分别导致Plaquemines信贷便利、CP2信贷便利或CP2 EBL便利下的违约事件。

与我们的项目和其他资产相关的风险

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

我们正在建设和调试Plaquemines项目、开发和建设CP2项目以及开发我们的某些其他未来项目和扩展，包括CP2扩展项目和Plaquemines扩展项目。虽然我们相信，根据我们目前对项目总成本的估计，我们有足够的现金和获得大量调试货物收益来为Plaquemines项目的完成和CP2项目第一阶段的建设和调试提供资金，但CP2项目第二阶段的开发、建设和融资，以及我们当前和未来的其他项目和扩建，将需要大量额外资金。

我们目前估计，Plaquemines项目的总项目成本中约有6亿至10亿美元，截至2025年12月31日尚未支付。此外，截至2025年12月31日，我们估计CP2项目第一和第二阶段的项目总成本将介于约325亿美元至335亿美元之间，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本，其中截至2025年12月31日已支付99亿美元。这些估计主要基于我们在Calcasieu项目和Plaquemines项目的建设成本经验以及CP2 EPC合同中包含的定价。它们还反映了当前的通胀环境、截至2025年12月31日已实施的关税的潜在影响，以及CP2项目的管道预计将比Calcasieu项目和Plaquemines项目的管道更长、更昂贵的事实。我们的实际成本可能与我们的初步估计有很大差异。此外，这些成本估算不包括Plaquemines扩建项目或CP2扩建项目的成本，也不反映2025年12月31日之后宣布或实施的或未来可能实施的任何新关税的潜在影响。本10-K表中包含的我们的项目总成本估算反映了截至2025年12月31日所有已到位的关税以及获得的第232条豁免，但并未反映美国最高法院对联邦政府征收的关税的有效性作出的裁决的潜在影响，也未反映联邦政府征收增量基线关税的决定，所有这些都可能对我们的项目总成本估算产生重大影响。我们的某些关键部件，包括我们的Baker Hughes来源的液化火车系统模块和动力岛组件，是外国来源的，并根据我们的监管批准进行了规定，不提供国内来源的替代品，并可能使我们面临未来可能征收的任何关税的影响。无法保证任何未来关税的程度，或其对我们对项目总项目成本的任何估计的影响，这可能对我们的建设预算产生重大不利影响并限制我们的增长前景。

此外，迄今为止，我们没有就任何其他未来项目或扩建进行任何实质性建设工作，我们尚未就此类其他未来项目或扩建订立若干材料合同（包括EPC合同），而我们的实际成本可能与我们其他项目的成本有很大差异，具体取决于我们可能就这些合同同意的条款。无法保证我们将能够以与Calcasieu EPC合同、Plaquemines EPC合同或CP2 EPC合同相同或基本相似的条款签订必要的合同，以建设任何其他未来项目或扩建。作为一个

表内容

结果，我们的成本估算仅是此类项目的实际建设和融资成本的近似值。

与我们目前的估计相比，我们的实际项目成本可能更高，可能是实质性的，因为许多因素可能导致需要为我们的项目贡献额外的股权。见下文进一步讨论—我们对项目的估计成本一直是，并将继续是，由于各种因素而可能发生变化。例如，我们的成本估算可能会因以下因素而发生变化：我们的项目的建设或调试出现意外延迟、执行任何维修或保修工作以及更改订单或修改某些材料建造合同，包括此类项目的任何EPC合同的最终条款或修订，以及/或其他建造或供应合同。因此，我们将需要从一个或多个债务和股权融资来源获得大量额外资金，才能为我们的项目产生销售和/或收入，而不是Calcasieu项目、Plaquemines项目和CP2项目的第一阶段。

我们的任何项目所需的项目级股权融资金额相对于项目级债务融资金额可能在我们的项目之间有所不同。通常，我们预计以项目层面的债务融资（可能包括有限追索权债务）为我们每个项目的预期项目成本的大约50%至75%提供融资，剩余的25%至50%以项目层面的股权（可能包括我们的股权贡献、他人的股权贡献、股权融资交易、夹层融资和/或其他类似的融资替代方案），或相关项目产生的现金。然而，项目层面的债务与股权融资的比例将取决于各种因素，包括市场情况和相关项目的长期合同收入金额。因此，无法保证我们将以可接受的条款为特定项目提供的项目级债务融资的最终金额，这可能会对我们为相关项目融资的能力产生不利影响，并可能要求我们通过额外的债务、股权或股权挂钩融资在相关项目实体之上筹集额外的债务、股权或股权挂钩融资，包括可能在公司层面。我们目前没有为CP2项目的第2阶段或任何其他未来项目或扩展提供任何承诺的项目级债务或股权融资。我们可能会考虑为这些项目筹集资金的替代结构，因此，我们无法保证CP2项目第二阶段的融资结构，或我们可能开发的任何其他未来项目或扩展将类似于用于Calcasieu项目、Plaquemines项目或CP2项目第一阶段的融资结构。

额外的资本可能无法以所需的数量、以优惠的条件获得，或者根本无法获得。此外，如果在我们开发项目的过程中的任何阶段发现任何不利的发现，这将使任何此类场地的一部分或全部不合适，或者我们发现了可能降低此类场地作为任何融资目的的抵押品的价值的缺陷，那么我们可能无法以优惠条件获得建设相关项目所需的融资，或者根本无法获得。例如，此类不利调查结果可能包括在相关项目现场发现环境条件，需要对相关项目进行调查、补救或其他改变，从而使我们更难获得必要的监管批准。

此外，影响液化天然气竞争力的天然气需求的任何不利变化，或我们未能获得或遵守必要的许可或批准，也可能阻碍我们获得必要的额外资本或融资的能力。

我们项目的建设延迟超过了估计的开发期，调试过程中出现的问题导致额外的维修和更换工作，以及更改某些材料建造合同和/或其他建造或供应合同的订单，可能会增加完工成本，超出我们估计的金额，并超出我们预计收到的销售调试货物当时可获得的收益，这可能要求我们获得额外的融资来源，为我们的运营提供资金，直到我们的项目完全完成（这可能会导致进一步的延误）。例如，我们在与某些必要的维修和更换相关的Calcasieu项目的调试方面遇到了意外的延迟。因此，由于与调试、结转完成、整改和某些其他项目相关的重大工作，Calcasieu项目的COD直到2025年4月15日才发生。此外，虽然我们在实现COD之前在Calcasieu项目产生了调试货物收益，并且目前正在Plaquemines项目产生调试货物收益，并且我们计划在我们的其他每个项目中出售调试货物，但这些调试货物收益可能会比我们目前预期的要低，可能是实质性的，

表内容

这也可能要求我们获得额外的资金来源，为我们项目的开发、建设和投产提供资金。

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

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

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

我们可能不会建造我们提议的一些液化天然气设施或管道，我们可能不会寻求我们在当前项目中确定的一些或任何补强扩张机会，在每种情况下，无论是由于缺乏商业利益、无法获得融资、无法获得足够的材料和设备供应以完成我们项目的建设、无法获得必要的监管批准（包括由于政治因素、环境问题或公众反对）或其他原因。例如，我们之前决定将Delta项目从FERC预备案程序中撤回，并将Delta项目替换为拟议的Plaquemines扩建项目。我们开发更多液化设施或在我们的项目上寻求补强扩张机会的能力也将取决于北美和世界各地其他地方的液化天然气和天然气的供应和定价监管批准，以及其他因素。如果我们不能或不愿意在我们目前的项目中建设和运营额外的液化天然气设施或补充扩张机会，我们的增长前景将受到限制。

Our天然气液化和出口项目面临，以及我们未来的项目或扩建可能面临的，重大运营风险。

正如在这些中更充分讨论的那样—风险因素，我们现有和未来的项目及其扩展涉及运营风险，包括以下方面：

•爆炸、污染、释放有毒物质；

•设施的效率低于预期水平；

•设备发生故障或故障；

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

•船只或拖轮操作员操作失误；

•美国或任何签约设施运营商的操作失误；

•劳资纠纷；以及

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•与天气有关的运营中断、自然灾害、火灾、洪水、事故或其他灾难。

如果任何此类运营风险成为现实，可能会对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

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

我们依赖于我们的承包商来成功完成我们的项目以及我们可能追求的项目的任何附加扩展机会，我们的承包商未能履行其合同义务可能会对我们的项目产生重大不利影响。

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

我们项目的成功建设和运营，或我们项目的任何补强扩张，将取决于我们的承包商履约的充分性和及时性。我们的承包商未能按预期履约可能会对我们完成项目的能力产生重大不利影响，或对我们项目的任何补强扩张、对我们预期的时间表和预算产生影响，或者根本不影响。此外，如果Plaquemines项目或CP2项目的完成和商业运营日期延迟超过每个项目的特定约定日期，则可能发生Plaquemines信贷便利、VGPL优先有担保票据、CP2信贷便利或CP2 EBL便利下的违约事件。见—与我们的债务和融资相关的风险—一旦发生我们现有和未来债务项下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可能会选择加速偿还全部或部分债务。Plaquemines项目或CP2项目的COD延迟超过一定期限也可能分别导致Plaquemines信贷便利、CP2信贷便利或CP2 EBL便利下的违约事件。

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

表内容

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

•保持自身的财务状况，包括充足的营运资金，以及偿债和其他负债的支付能力；

•准确估计来自供应商和分包商等第三方的某些成本，包括材料、建造和制造成本；

•应对设备故障、成本增加、交付延迟、进度变更和分包商不履约等困难，其中有些是他们无法控制的；

•设计、设计、建造构成项目的设施按规范、按期运行；

•聘请并留住第三方分包商，采购设备和用品；

•吸引、发展和留住包括工程师在内的技术人才，并解决可能出现的任何劳工问题；

•应对建筑行业的市场状况，包括近期人员短缺和近期运营成本上升；

•解决与开始商业运营有关的可能出现的任何启动和运营问题；

•张贴和维持所需的建设保证金或其他履约保证，并遵守其条款；和

•对施工过程进行一般管理，包括与其他承包商、第三方承包商和监管机构进行协调。

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

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

表内容

例如，2024年，Plaquemines项目EPC承包商KZJV，LLC的共同所有人之一Zachry Industrial，Inc.根据美国破产法第11章申请破产保护。虽然Zachry Industrial，Inc.在2025年成功摆脱了第11章程序，我们能够成功地减轻破产对Plaquemines项目建设的大部分影响，但无法保证我们任何承包商未来的破产不会对我们正在进行的任何项目产生重大不利影响。未来任何此类承包商破产都可能导致我们的任何项目出现重大延误或终止，并可能对我们按预期时间表和预算完成此类项目的能力产生重大不利影响，或者根本不影响。

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

我们没有就我们未来的项目和扩张达成所有最终协议，也无法保证我们将能够及时或按照我们可以接受的条款这样做。

迄今为止，我们尚未与开发和建设我们所有未来项目和扩建所需的关键供应商和承包商签订所有必要的最终协议。虽然我们已订立Baker Hughes主协议，并且我们有足够的产能用于我们目前计划的未来项目和扩建，但我们尚未就我们所有其他未来项目或扩建订立EPC合同或所有其他材料供应协议。我们可能无法及时或以我们可接受的条款或价格成功地就我们其他未来项目或扩展的未完成的必要最终合同进行谈判。我们无法及时或按照我们可接受的条款与这些承包商谈判和执行最终协议，可能会对我们完成未来项目和扩建的能力、我们预期的时间表和预算产生重大不利影响，或者根本不影响。此外，我们未来项目的开发和建设或其任何扩建，可能会延迟或根本不会建设，而这些未来项目或扩建的建设成本，可能会比我们目前的估计更大。

上述任何情况都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

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

例如，根据Baker Hughes主协议，如果我们未能在某些相互商定的日期之前为我们未来的发展项目订立液化系统和动力装置的采购订单，或未能开始按期付款，那么Baker Hughes提供此类设备的义务将到期，除非Baker Hughes同意延长这些日期。此外，Baker Hughes已同意储备制造产能，用于制造将根据该协议供应的设备。虽然我们已执行Plaquemines项目和CP2项目的适用采购订单，但我们尚未执行任何其他未来项目或扩展的此类采购订单。如果我们未在协议中的适用日期之前执行适用的采购订单，Baker Hughes可能会将相关制造产能用于其他目的，并且Baker Hughes根据协议交付的设备可能会延迟。根据我们预期的项目时间表，我们目前预计，我们将能够在Baker Hughes主协议中的适用截止日期之前向Baker Hughes交付我们目前计划的项目和补强扩建的采购订单，因为这些截止日期可能会不时修改。但是，如果一个项目由于任何原因（包括本中其他地方描述的原因—风险因素section），除非我们（i）交付适用的采购订单，否则Baker Hughes对剩余交付设备的义务将到期

表内容

并开始按商定的时间表付款，或（ii）与Baker Hughes就延长协议项下适用的截止日期达成一致。无法保证我们将能够以我们可以接受的条款或根本无法谈判任何此类延期，或者我们将有财力在相关项目开始建设和融资之前就采购订单支付预定付款。

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

我们对项目的估计成本一直是，并将继续是，由于各种因素而可能发生变化。

我们对液化天然气设施、相关设备和部件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施的成本估算一直并将继续因我们无法控制的许多因素而发生变化。除其他外，这些因素包括：（i）通货膨胀因素；（ii）商品价格（尤其是镍和钢铁）的变化；（iii）劳动力成本不断上升；（iv）供应链可用性，包括关键部件的可用性以及寻找和采购替代品的成本增加；（v）劳资纠纷；（vi）关税；（vii）施工或调试的意外延误；（viii）意外的维修、更换、整改和保修工作；以及（ix）解决合同平仓和校准事项。这些因素过去曾导致，并可能在未来导致（其中包括）施工或调试、维修或保修工作的延误、成本超支和/或根据现有或未来施工合同更改订单或对其进行修订。此外，我们可能会决定或被迫对施工和/或供应合同进行修订，或向适用的承包商提交变更单，这可能会导致更长的工期、更高的成本，或两者兼而有之。我们还可能决定或被迫花费额外资金，以维持建设计划、完成建设和调试，或遵守现有或未来的环境或其他法规。此外，我们对我们项目的估计成本不包括自2025年12月31日以来已实施或未来可能实施的任何新关税的潜在成本或我们未来可能寻求的任何潜在补强扩张机会的估计成本，包括由于美国最高法院对联邦政府征收的关税的有效性作出裁决以及联邦政府因此决定征收增量基线关税的结果。因此，实现完成液化天然气设施、相关设备和部件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施的成本可能高于我们的成本估计，可能是实质性的。如果我们遇到任何此类估计成本增加、延误或两者兼而有之的情况，完成一个液化天然气设施、其中一个阶段、相关设备和组件、天然气管道、液化天然气罐车以及其他天然气液化和出口设施所需的资金量，可能会超过我们的可用资金，并导致我们无法完成此类项目或资产，从而对我们的业务产生负面影响并限制我们的增长前景。见—我们将需要大量额外资金来建设和完成我们的某些项目，我们可能无法以可接受的条款按时获得此类融资，或者根本无法获得，这可能会导致我们的建设延误，导致流动性不足并增加总体成本和—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在当前或未来可能与客户进行的任何法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能导致我们对相关项目的所有债务加速，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。

我们目前估计，截至2025年12月31日，Plaquemines项目的总项目成本中约有6亿至10亿美元尚未支付。这一估计数部分基于根据Plaquemines EPC合同确定的目标成本，反映了与（其中包括）通货膨胀因素和维持项目进度的努力相关的增加，同时也保留了额外的应急资金（不影响可能用于项目成本的任何调试货物收益）。自Plaquemines项目第2阶段的FID截至本10-K表格日期以来，VGLNG已向VGPL提供了几笔增量股权捐款，总额约等于34亿美元，以应对估计项目总成本的此类增加，如果项目总成本超过上述估计项目总成本范围的低端，并且这些费用超过可用的项目一级债务、股权融资和出售委托货物的净收益，我们可能需要提供额外的增量股权捐款。根据Plaquemines信贷便利，如果此类捐款已用于支付项目成本

表内容

对于Plaquemines项目，在满足Plaquemines建设定期贷款下的某些条件后，由VGPL在我们的选举中向VGLNG偿还。完成Plaquemines项目的成本可能会进一步增加，这可能是重大的，原因是上述我们无法控制的许多因素。因此，我们可能需要在未来作出额外的股权贡献或筹集额外的项目层面的股权融资或债务融资，以资助超出我们当前应急费用的任何此类估计项目总成本的增加，并且任何此类额外贡献或资金都可能是巨大的。此外，此类成本估算并未反映我们可能选择在未来实施的任何潜在增量补强扩张产能的成本。

我们目前估计，CP2项目第一和第二阶段的项目总成本将介于约325亿美元至335亿美元之间，包括EPC承包商利润和应急费用、业主成本和融资成本。截至2025年12月31日，CP2项目第一阶段和第二阶段的项目总成本中约有99亿美元已支付。这一估计主要基于我们对Calcasieu项目和Plaquemines项目的建设成本经验，CP2 EPC合同中包含的定价，并反映了当前的通货膨胀环境以及CP2项目的管道比Calcasieu项目和Plaquemines项目的管道更长和更昂贵的事实。根据我们可能同意的这些合同的条款，我们的实际成本可能与我们的初步估计有很大差异。因此，我们的成本估算仅是CP2项目实际建设和融资成本的近似值。这样的成本估算也没有反映我们可能选择在未来实施的任何潜在增量补强扩张产能的成本。

此外，我们现有EPC合同下的成本补偿安排规定，EPC承包商将获得与相关工作相关的所有可补偿成本的补偿，虽然EPC承包商的利润率将随着成本超支金额的增加而下降，但我们有义务向EPC承包商补偿根据EPC合同产生的所有可补偿成本。然而，我们未来订立的EPC合同可能不包括类似的成本保护，这可能导致我们的其他项目出现更大的成本超支。我们任何项目的建设成本的任何增加都可能对我们的业务计划和相关项目的可行性产生不利影响，并可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我们对任何液化天然气设施、相关设备和组件、天然气管道、液化天然气罐车、再气化设施以及我们未来可能决定开发的其他天然气液化和出口设施（包括现有设施的任何扩建）的成本估计将受到类似的不确定性和潜在变化的影响。例如，随着我们与承包商就任何此类项目进行谈判并敲定协议，我们的成本估算可能会继续增加。

此外，我们的成本估算并未反映自2025年12月31日以来已宣布或实施的或未来可能实施的任何关税变化的潜在影响。本10-K表中包含的我们的项目预算估计反映了截至2025年12月31日所有已到位的关税和获得的第232节豁免，但没有反映美国最高法院对联邦政府征收的关税的有效性作出的裁决的潜在影响，也没有反映联邦政府征收增量基线关税的决定，所有这些都可能对我们的项目总成本估计产生重大影响。我们的某些产品是外国来源的，并根据我们的监管批准进行了规定，不提供国内来源的替代品，并可能使我们面临未来可能征收的任何关税的影响。无法保证任何未来关税的程度，或其对我们对项目总项目成本的任何估计的影响，这可能对我们的建设预算产生重大不利影响并限制我们的增长前景。见项目7. —管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析—流动性和资本资源—资金需求.我们任何项目的建设成本的任何增加都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

表内容

我们的项目建设延迟超过估计开发期可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我们目前完成项目的时间表可能最终无法实现。例如，我们按预期时间表完成项目的能力取决于我们是否及时收到和维持所需的监管批准和许可，以及我们的承包商正在完成的各种活动。由于监管问题或其他原因，任何重大的建设或调试延迟可能会增加相关项目的总成本，并将导致我们的项目建设完成的延迟，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

此外，我们的项目建设延迟超过估计的开发期可能会对我们的合同产生重大不利影响。例如，我们在与某些必要的维修和更换相关的Calcasieu项目的调试方面遇到了意外的延迟。因此，Calcasieu项目的COD发生在2025年4月15日，这比最初预测的要晚，经过与调试、结转完成、整改和某些其他项目相关的重大工作完成。尽管我们目前在开始商业运营之前从Plaquemines项目的LNG调试货物的销售中获得收入，但在我们在该项目实现COD之前，我们不会在COD后SPA（包括公司间过剩产能SPA）下产生任何收入或现金流。此外，未能在特定日期之前实现项目的项目完成日期可能会导致相关项目融资项下的违约事件，如果此类债务被加速，则会导致我们针对该项目的其他融资协议项下的违约事件或其他情况。任何此类违约事件将使适用的债务持有人有权行使某些补救措施，包括加速其各自债务工具下的债务义务，并取消对担保此类债务的所有抵押品的赎回权，这些抵押品基本上代表了相关项目的所有资产，这可能严重损害我们的业务并导致对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。见—与我们的债务和融资相关的风险—一旦发生我们现有和未来债务项下的违约事件，我们的贷方和我们的债务证券持有人可能会选择加速偿还全部或部分债务。Plaquemines项目或CP2项目的COD延迟超过一定期限也可能分别导致Plaquemines信贷便利、CP2信贷便利或CP2 EBL便利下的违约事件。

项目生产和装载液化天然气以供销售的能力的任何延迟或我们的项目完工的延迟都可能导致延迟收到液化天然气委托货物销售、VG商品销售和/或来自订约SPA的预计收益，或在出现重大延迟的情况下导致一个或多个客户的损失。例如，我们的每个COD后SPA都规定，如果此类项目未在相关截止日期前实现COD，交易对手可以终止该SPA，并且此类交易对手也可以就合同损害提出索赔。此外，如果VG商品未能按照相应的首次启动SPA中规定的数量提供液化天然气，我们的每个首次启动SPA都要求我们支付一定的备抵赔偿金。我们无法向您保证，如果相关截止日期发生在相关项目的COD之前，我们将在我们的项目中拥有足够的液化天然气产能，而这些产能并未以其他方式承诺履行我们在我们的Firm-Start SPA下的义务。见—与监管和诉讼相关的风险—我们卷入，并可能在未来卷入，纠纷和法律诉讼和—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在当前或未来可能与客户进行的任何法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能导致我们对相关项目的所有债务加速，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。

我们依赖第三方供应商和服务提供商为我们的项目提供某些服务和设备。

我们依赖第三方供应商和服务提供商向我们的项目提供某些服务、供应、产品和设备。我们已与该等第三方就该等事项订立协议

表内容

服务、用品、产品和设备。然而，我们的第三方供应商和服务提供商根据其协议成功履行职责的能力取决于许多因素，包括他们能够：

•保持自身的财务状况，包括充足的营运资金，以及偿债和其他负债的支付能力；

•准确估算一定成本；

•第三方设备达到质量或性能标准；

•采购设备和用品；

•高效执行必要的工作和服务；和

•吸引、发展和留住技术人才。

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

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

我们在我们的项目中开始液化作业和生产液化天然气的能力（不包括于2022年1月开始生产液化天然气并于2025年4月开始商业运营的Calcasieu项目，以及于2024年12月开始生产液化天然气并仍处于调试过程中的Plaquemines项目）或我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施（或现有设施的扩建）取决于相关设施的建设（或其扩建），这将需要可能超过我们估计的大量资本支出。我们的项目的开发和建设，以及它们在商业运营之前的调试，以及我们可能决定在未来开发的任何其他天然气液化和出口设施（或现有设施的扩建）需要数年时间，并且可能会因以下因素而延迟：

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

•我们就相关项目场地订立最终土地租约的能力；

•识别与相关项目现场有关的任何不利问题；

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

•我们有能力管理我们现有的EPC合同，并就我们开发的未来项目和扩展与EPC承包商成功谈判最终协议，以及为我们的每个项目及时与相关项目的开发和建设所必需的其他顾问、承包商和顾问进行谈判；

•我们有能力为相关项目的预期铭牌容量的足够部分（包括我们未来的项目及其阶段或扩展）维持或确保确定的订约SPA，这是支持每个此类项目、阶段或扩展所需的FID；

•我们有能力以令人满意的条件获得必要的额外资本或融资，或完全有能力发展我们未来的项目及其扩张；

•在相关项目现场发现需要对相关项目进行调查、整治或其他变更的环境状况；

表内容

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

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

•不可抗力事件、自然或人为灾害、恐怖袭击或破坏；

•材料短缺或材料交付延误；

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

•地方和一般经济和基础设施条件；

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

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

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

•液化天然气价格下降，这可能会降低与液化天然气项目投资相关的预期回报；和

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

其中许多因素是我们无法控制的。

更普遍地说，许多液化天然气和天然气基础设施项目的监管批准过程变得越来越缓慢和更加困难，部分原因是联邦、州和地方对天然气勘探和生产、管道活动和相关环境影响的担忧，以及对天然气行业和相关基础设施的反对增加。我们尚未就所有计划中的项目获得必要的监管授权。例如，在我们按照FERC授权中的条款和条件进行建设和调试时，仍需要FERC对CP2项目进行额外授权。此外，虽然我们提议增加Plaquemines和CP2项目的授权产能，但FERC和DOE尚未授权增加这些产能。同样，我们最近才申请Plaquemines扩建项目的授权。所有这些项目的必要监管授权可能会被推迟、附加条件，甚至被拒绝。

此外，即使获得了监管批准和授权，也越来越多地受到活动人士的司法质疑，他们要求暂停、撤销和撤销已发布的批准和授权。越来越多的反对和监管挑战可能会损害我们获得和维持必要监管批准的能力。例如，2024年11月27日，针对项目反对者质疑FERC对CP2项目的授权，FERC发布了一项重审命令，该命令总体上驳回了反对CP2项目的论点，但部分“搁置”了其先前的分析，以启动对项目某些离散潜在影响的补充环境审查。FERC随后在2025年的后续订单中确认了授权但补充环境审查推迟了现场施工。CP2项目的反对者已向美国华盛顿特区巡回上诉法院提交请愿书，对FERC授权CP2项目的命令提出质疑。此外，2025年8月，环保组织向美国第五巡回上诉法院提起诉讼，质疑路易斯安那州环境质量部为CP2项目颁发的许可。此外，2026年2月，环保组织向华盛顿特区巡回上诉法院提起另一项上诉，对DOE授权CP2项目向非自由贸易协定国家出口的命令提出质疑。不能对这种未决程序的结果作出保证。

表内容

无法保证我们现有或未来的监管批准不会受到其他法律挑战，或此类批准不会以不利于我们一个或多个项目的开发、建设或运营或更广泛地影响我们的业务的方式被重新审查、撤销、推翻、更改或以其他方式修改。如果由于未决的司法上诉或我们现有监管批准的其他变化，我们被要求修改我们的活动，这种影响可能会增加我们的项目成本，延迟我们的项目时间表，影响我们完成计划项目的能力，或者如果我们无法履行我们在先前存在的商业协议下的承诺，则会导致第三方的索赔，所有这些都可能对我们的业务产生重大不利影响。我们项目完成的任何延迟，如果使我们无法在预期的情况下生产和装载液化天然气，也将导致延迟收到由此产生的收入，可能要求我们向与我们签订了最终SPA的选定客户支付损害赔偿，或者，如果出现超过某些时间段的重大延迟，允许客户终止其对我们的合同义务。

此外，我们项目的顺利完成受制于成本超支、进度延误、天气中断、劳资纠纷和其他因素的风险，其中任何一项都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

我们希望通过我们计划作为这些项目的一部分建设的某些横向和更长距离管道连接获得我们项目的运营和调试过程所需的天然气，每一个管道都将把相关的液化天然气设施连接到一个或多个第三方管道。虽然Calcasieu项目和Plaquemines项目的横向管道都已完成，但这些设想中的管道基础设施大部分尚未完成。由于我们正在通过未来的项目和扩建扩大我们的开发足迹，这些项目的产能将需要天然气量，这就需要建设更长的州际和州内管道，这些管道提供来自二叠纪、海恩斯维尔、西海恩斯维尔、伊格尔福特、中大陆页岩和其他地层的增量通道和输送能力。我们计划独立并与某些合格的第三方合作，建造重要的48英寸直径、压缩管道基础设施，足以为这些项目主要从二叠纪、海恩斯维尔和西海恩斯维尔页岩区获得所需的天然气。及时完成此类管道将面临众多风险，例如与我们的第三方合作伙伴的接口风险、天气延误、事故、无法获得所需的通行权和服务以及监管批准。反对对管道项目的监管批准可能会延迟或阻止其完成，这可能会对我们的业务和运营产生不利影响

我们预计不会拥有或租赁我们预计将在其上建造管道基础设施的绝大多数土地，这些基础设施将把我们的项目与第三方管道和其他天然气来源连接起来。因此，我们需要确保该管道基础设施建设所必需的服务、通行权和类似权利。尽管我们已就Calcasieu项目的TransCameron管道路线的所有土地、Plaquemines项目的Gator Express管道路线以及CP2项目的CP Express管道的几乎所有土地获得永久服务，但我们已就其获得此类权利的某些区域目前承受着将高于我们权利的抵押贷款。虽然我们获得的服务通常包含要求相关土地所有者使用商业上合理的努力向我们提供从属、不干扰和律师协议或SNDA的条款，但如果我们提出要求，则无法保证任何此类SNDA或我们采取的任何其他措施将导致我们对这些区域拥有足够的不动产权利。此外，关于我们计划开发的其他管道，我们尚未获得建设预期将这些项目连接到第三方管道和其他天然气来源的管道基础设施所需的所有权利，并且无法保证我们将能够以我们满意的条款获得必要的产权，或者根本无法获得。

由于这些因素，我们未来项目和扩建的管道基础设施受制于获得必要的土地使用权的成本增加的可能性。如果我们无法获得这些权利或者如果我们

表内容

如果失去与项目相关的任何此类权利，或者如果我们被要求搬迁我们的任何管道基础设施，我们的业务可能会受到重大不利影响。

无法保证我们的项目将获得建设所需的当地政府和社区支持。

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

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

Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目，以及我们未来的其他项目及其扩展，以及我们未来可能决定开发的管道开发项目，很可能位于受长期服务、租赁、路权和与土地所有者的类似协议约束的土地上。受这些服务期、租约、通行权和类似协议约束的土地所有权权益可能受制于抵押担保贷款或其他留置权（如税收留置权）以及在我们的服务期、租约和通行权之前创建的第三方的其他服务期、租赁权和通行权。因此，我们在这些奴役、租约或通行权下的某些权利可能受制于这些第三方的权利，并且从属于这些第三方的权利。

我们执行产权搜索、获得产权保险并签订非干扰协议，以保护自己免受这些风险的影响。然而，这些措施可能不足以保护我们的运营项目免受我们现有和未来项目所在土地的使用权遭受损失或损害的所有风险。

我们的项目或任何其他未来项目所在土地的使用权的任何此类损失或缩减，以及此类土地到期租金的任何增加，都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响，还可能对我们为相关项目获得必要额外资本的能力产生不利影响。

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

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

表内容

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

我们项目的分阶段调试启动将使我们面临额外的风险。

我们的液化天然气项目的独特配置要求我们的每个项目（及其阶段）都有一个分阶段的调试启动过程，这通常会导致更长的调试过程。任何调试过程的长度取决于与设备性能以及为该设备和整个设施建立可靠和安全操作的能力相关的许多因素。例如，一旦我们有足够的电力运行第一台前处理机组，并且为特定项目安装了第一台LNG储罐和第一台气体前处理机组，我们一般就开始分阶段进行相关设备的调试启动。一个项目的液化车、动力岛系统、前处理系统等设备的这种顺序调试，存在着几个风险，其中有些风险我们可能不知道。

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

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

我们现在和将来都依赖第三方，主要是建筑承包商，提供我们对项目未来容量评级和性能能力估计所依据的设计和工程服务。如果我们的项目的任何液化设施在完成后未能达到我们打算的容量评级和性能能力，本10-K表中列出的估计可能不准确。我们项目的任何液化设施未能达到我们预期的产能评级和性能能力，可能会阻止我们满足在COD后SPA下实现COD开始日期所需的性能测试，并导致我们生产的液化天然气数量未能达到我们对客户的合同交付义务，并可能对我们的业务、合同、经营业绩、财务状况、现金流、流动性、融资要求和前景产生重大不利影响。此外，在我们实现相关项目的COD之前，我们将不会根据我们的COD后SPA或通过向第三方销售公司间过剩产能SPA涵盖的过剩产能而产生任何收入或现金流。

此外，根据我们的项目融资，满足所需的性能测试是项目完成的先决条件，如果未能在特定日期之前实现项目的项目完成日期，可能会导致

表内容

这些项目融资文件项下的违约事件。如果加速此类债务，还可能导致我们针对该项目的其他融资协议或其他情况下的违约事件。此外，根据某些融资协议，我们可能需要（i）维持特定项目的所有重大项目协议，包括相关的EPC合同，并（ii）在所有重大方面遵守该项目的重大项目协议项下的付款和其他重大义务，并且任何违反此类要求的行为都可能在任何适用的补救期之后导致我们针对该项目的其他融资协议项下的违约事件或其他情况。任何此类违约事件都将使适用的债务持有人有权行使某些补救措施，包括加速履行各自债务工具下的债务义务。见—超出估计开发期的项目建设延误可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

我们已经完成了我们的两个天然气管道项目的建设，TransCameron管道和Gator Express管道。我们未来的建设和运营，为我们的项目规划的天然气管道和管道连接，包括获准和正在建设的正大快线天然气管道，以及我们未来其他项目和扩建所需的管道，这些尚不获准，受到众多因素导致的任何建设项目所固有的延迟或成本超支的风险，包括但不限于以下因素：

•未能获得并保持政府和监管机构的相关批准和许可；

•在以合理条件获得或未能获得足够的股权或债务融资方面遇到困难或延误；

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

•设备、材料或熟练劳动力短缺；

•自然灾害和灾难，如飓风、爆炸、火灾、洪水、工业事故和恐怖主义；

•订购物资交付出现计划外延误；

•EPC生产力要素实现、停工和劳资纠纷；

•难以或延迟取得或未能取得足够的不动产权益，以建造和安置管道及相关设施；

•对额外改进的意外或意外需求；

•意外的额外材料数量和工时；和

•不利的总体经济状况。

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

表内容

如果与我们的管道和设施相互连接的第三方管道和其他设施无法或无法运输天然气，或者如果相互连接的第三方管道的容量或分配减少，这可能会导致运输到我们设施的数量减少，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、流动性和前景产生重大不利影响。

我们依赖并将继续依赖与我们的项目相互连接的第三方管道和其他设施，为我们的液化和出口设施提供材料气体输送选择。我们已与多条管道就向Calcasieu项目和Plaquemines项目输送天然气订立多项协议。向Calcasieu项目和Plaquemines项目的天然气运输已通过大约10至20年的运输安排组合获得保障。CP2项目亦与第三方及正大快运订立坚定运力协议。我们也正在承包或开发额外所需的运输能力，以支持我们的其他项目。我们对这些第三方管道或未来可能与我们的项目互联互通的某些其他第三方管道设施的运营、开发、扩建或维护没有任何控制权。

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

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

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

新造液化天然气罐车的交付延迟，以及价格或建造成本的增加，可能会损害我们的经营业绩。

向我们交付新建液化天然气油轮可能会延迟、不会完成或取消，这可能会延迟或消除我们与寻求交付液化天然气的现货和定期客户优化合同的能力，并阻止我们实现运营我们的液化天然气油轮船队的预期收益。交付可能会由于（其中包括）质量、保修或工程问题、未能达到合同规格、政府法规或海事标准的变化、第三方供应商延迟交付设备、劳动力中断、船厂产能限制、造船商或卖方的破产或流动性问题、建造船只的国家或地区的政治或经济动荡、天气或灾难性事件、钢材等建筑材料短缺或我们无法履行付款或其他合同义务等原因而延迟或取消交付。此外，我们租用液化天然气油轮的第三方未来可能无法按时或根本无法交付船只，这可能会对我们的运营产生不利影响。

我们的新建液化天然气罐车合同使我们面临交易对手和成本增加的风险。根据我们合同中的调整条款，液化天然气油轮的最终成本可能会增加，如果我们未能支付必要的款项，我们可能会遇到交付延迟、我们的收购协议下的违约或丧失对

表内容

收购船只和先前支付的金额。与我们的液化天然气油轮船队建造有关的任何延误或短缺都可能要求我们以可能更高的成本和不太优惠的条件租用第三方船只，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。此外，新建船舶的合同使我们面临交易对手风险。我们的每一交易对手履行与我们签订的合同项下义务的能力和意愿将取决于我们无法控制的若干因素，其中包括（其中包括）一般经济状况、液化天然气航运业的状况、我们交易对手的整体财务状况、液化天然气货物的现行价格、特定类型液化天然气油轮收到的费率以及各种费用。如果我们的交易对手未能履行其对我们的义务或试图重新谈判我们的协议，如果我们的交易对手未能按照相关合同的条款交付LNG油轮，或者如果交易对手未能履行其在合同项下对我们的义务，我们可能会蒙受重大损失，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

我们的液化天然气油轮船队的交付延迟，或建造和收购方面的短缺，可能要求我们租用第三方液化天然气油轮，这可能使我们承担额外的责任，并可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我国LNG油轮船队的管理和运营以及第三方船舶的包租涉及重大风险。

除了已交付并已投入运营的七艘新造液化天然气罐车外，我们已签订合同，收购另外两艘目前正在建造并将于2026年滚动交付的液化天然气罐车，这将用于向短期、中期或长期客户提供额外的选择权，并为我们现有的单一COD后DPU SPA和任何未来以交付方式销售液化天然气的SPA提供服务。在每一艘液化天然气油轮交付后，我们计划通过我们的子公司管理和运营这类油轮。此外，我们已经包租，并预计我们将继续包租，液化天然气油轮，以补充我们的全资船队。我们一直在建设我们的团队来管理和运营我们的液化天然气油轮船队，因此，随着我们继续扩大该团队并扩大我们的液化天然气油轮船队，我们面临着各种运营风险。在我们租用第三方船只的情况下，我们也面临运营风险。例如，我们在LNG油轮的运营方面面临以下风险：

•公司在管理和运营我们自己的液化天然气油轮船队方面的有限业绩记录；

•执行低于预期水平的效率或能力，或需要对持续运营的规格进行更改；

•设备故障或故障或物资短缺或延迟交付；

•与我们运营中使用的油轮或拖船的运营商和服务商相关的风险；

•我们或相关基础设施的任何承包设施、港口或其他运营商的操作错误。

•未能维持所需的政府或监管机构批准、许可或其他授权；

•事故、火灾、爆炸或其他事件或灾难；

•缺乏足够和合格的人员来适当配备和操作液化天然气罐车；

•潜在的劳动力短缺、停工或工会纠纷；

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

•与天气有关或自然灾害造成作业中断；

•污染、释放或接触有毒物质或环境污染，包括海上事故和溢漏，影响作业；

•任何车队相关协议的任何交易对手无法或未能履行其合同义务；和

表内容

•在我们收到我们的液化天然气油轮交付或租用第三方船只后，我们的客户对运输服务缺乏需求。

与液化天然气罐车的管理和运营相关的风险具有复杂性和技术挑战性，并受到机械风险和问题的影响。特别是，海上液化天然气作业面临多种风险，其中包括海洋灾害、海盗行为、恶劣天气、机械故障、环境事故、流行病、搁浅、火灾、爆炸和碰撞、人为失误以及战争和恐怖主义。涉及我们的货物或我们的任何液化天然气油轮或租用的第三方船只的事故可能导致人员伤亡、财产损失或环境损害；货物交付延误；收入损失；政府罚款、处罚或限制开展业务；更高的保险费率；以及对我们的声誉和客户关系的普遍损害。任何这些情况或事件都可能增加我们的成本或降低我们的收入。

如果我们的液化天然气油轮，或者我们租的任何船只，因为这样的事件而受到损害，他们可能需要修理。液化天然气罐车的维修和维护成本难以预测，可能导致高于预期的运营费用或需要额外的时间或资本支出。在维修这些液化天然气油轮时租用替换油轮的收益或成本损失可能对我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。此外，如果我们的一艘液化天然气油轮或我们租用的任何船只涉及潜在环境影响或污染风险的事故，由此产生的媒体报道和潜在责任，包括监管处罚、制裁、罚款和诉讼，可能对我们的声誉、我们当前或未来的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。我们的一艘液化天然气油轮发生事故也会分散我们管理团队的注意力。

我们预计我们的海上运营费用将取决于多种因素，包括船员成本、供应、甲板和发动机储存和备件、润滑油、保险、维护和维修以及造船厂成本，其中许多是我们无法控制的。其他因素，例如合格和有经验的航海船员的成本增加以及监管要求的变化，也可能增加运营支出。

如果我们在收购或维持我们的液化天然气油轮船队方面达不到目标，我们可能会被要求从第三方租用更多的船只。此外，我们从第三方租船的能力可能会受到全球液化天然气油轮潜在短缺的影响。见—与液化天然气行业相关的风险—全球范围内的液化天然气油轮可能出现短缺，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。随着整体趋势转向更多监管和更严格的运营要求，我们面临的风险是，我们的液化天然气油轮，或我们雇用的任何租用船只可能会不符合此类监管规定。我们为替代我们自己的液化天然气油轮船队的短缺而可能订立的任何租船协议的条款可能要求我们承担部分或全部相关成本，以保持遵守此类规定。尽管鉴于我们自己的液化天然气油轮船队的建设，我们认为我们处于适当的位置，可以将这种风险降至最低，但我们无法向您保证，这些因素不会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

未来发生任何上述情况或任何其他性质类似或不同的事件可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

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

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

•爆炸、污染、释放有毒物质；

•火灾、飓风和不利天气条件以及其他与天气有关的施工和/或运营中断；

表内容

•设施的效率低于预期水平；

•影响我们设备的故障、故障或机械问题；

•船只或拖轮操作员操作失误；

•美国或任何签约设施运营商的操作失误；和

•劳资纠纷。

任何这些事件的发生都可能要求我们，或使我们的交易对手宣布不可抗力根据我们的材料建筑合同或其他建筑合同或SPA或其他方式，可能会导致开工或运营中断的重大延迟和/或我们的设施的损坏或破坏或人员和财产的损坏。此外，我们的行动以及我们行动所依赖的第三方的设施和船只面临与侵略或恐怖主义行为相关的可能风险。

我们不会，也不打算为所有这些风险和损失投保。我们可能无法在未来以我们认为合理的费率维持理想或需要的保险。未获得充分保险或赔偿的重大事件的发生可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

我们可能会达成某些安排，在项目之间共享设施的使用和运营，这将要求我们根据我们的项目级别融资文件满足某些条件。尽管此类融资文件提供了保护，但目前尚不知道此类共享安排的性质，这可能会限制我们的运营灵活性、土地和/或设施的使用。

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

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

与知识产权、数据隐私和网络安全相关的风险

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

我们的项目以及我们未来可能决定开发的任何其他天然气液化和出口设施（包括现有设施的任何扩建）包括被FERC视为构成关键能源基础设施的资产，其运营依赖于我们的信息技术或IT系统。运行我们天然气液化和出口设施的IT系统并非完全与外部网络隔离。对将控制我们资产的系统进行成功的网络攻击可能会严重扰乱业务运营，使我们无法为客户提供服务或收取收入，并使我们面临其他风险。此外，对供应我们液化天然气设施的管道进行成功的网络攻击可能会影响我们获得足够天然气的实物交付以满负荷运行的能力，或者根本没有影响。

表内容

其他暴露于各种类型的网络攻击，例如恶意软件、勒索软件、病毒、拒绝服务攻击、社会工程、密码喷涂、凭证填充、网络钓鱼或其他恶意或欺诈行为，以及人为错误或渎职，也可能会扰乱我们的运营。人工智能（AI）既扩大了攻击面，又为对手配备了更复杂的攻击工具，加剧了网络威胁的规模和不可预测性。风险包括AI放大的攻击、第三方供应商漏洞以及数据泄露/未经授权的访问。此类安全威胁的频率和复杂程度正在增加，并对我们IT系统的安全性以及我们处理和维护的信息的机密性、可用性和完整性构成风险。我们还可能容易受到火灾、自然灾害、电力损失、电信故障、互联网故障和其他灾难性事件的干扰和破坏。我们可能会遇到偶尔的系统中断和延迟，导致我们的IT系统无法使用或响应缓慢，包括我们的IT系统与第三方的交互。

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

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

我们维持财产和意外伤害保险，可能涵盖潜在网络安全事件造成的某些损害。然而，由此类事件引起的其他损害和索赔可能不在承保范围内，或可能超过根据下述条款讨论的任何可用保险的金额—与我们业务相关的风险—我们无法为所有潜在风险投保，可能会受到高于预期的保险费的影响。此外，我们通过我们的专属保险保留了由于保险而产生的某些风险。因此，涉及我们的业务或运营控制系统或相关基础设施，或与我们有业务往来的第三方管道的重大网络事件，可能会对我们的运营产生负面影响，导致数据安全漏洞，阻碍交易处理，延迟财务或合规报告或以其他方式扰乱我们的业务。这些影响可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生重大不利影响。

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

我们正在并可能越来越多地受到与我们经营所在司法管辖区的数据隐私和安全相关的各种法律、指令、行业标准、规则和条例以及合同义务的约束。与数据隐私和安全相关的监管环境日益严格，新的和

表内容

不断变化的需求，并且很可能在可预见的未来仍然不确定。这些法律、规则和条例可能会随着时间的推移和不同司法管辖区的不同而被解释和适用，并且有可能以可能对我们的经营业绩、财务状况和现金流量产生重大不利影响的方式解释和适用这些法律、规则和条例。

在美国，各种联邦和州监管机构，包括像联邦贸易委员会这样的政府机构，已经通过或正在考虑通过有关个人信息的法律、规则和条例。某些州法律在个人信息方面可能比联邦、国际或其他州法律更严格或范围更广，或提供更大的个人权利，而且这些法律可能彼此不同，所有这些都可能使合规工作复杂化。其他州的多项类似法律已经生效或将于近期生效。州法律正在迅速变化，未来国会可能会通过一项新的综合联邦数据保护法，这可能会增加额外的复杂性、要求的差异、限制和潜在的法律风险。

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

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

我们依靠知识产权的组合，包括专有技术和商业秘密，来建立、维护和保护我们的知识产权和其他专有权利。例如，根据我们与Baker Hughes的协议，我们拥有与液化系统方面相关的某些专有技术和商业秘密。

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

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

表内容

与我们的A类普通股所有权相关的风险

VG合作伙伴对我们具有重大影响，包括对需要他们批准的决策的控制权，这可能会限制您影响关键交易（包括控制权变更）结果的能力。

我们的B类普通股每股有十票，我们的A类普通股每股有一票。除法律另有规定外，我们B类普通股的股票持有人将与我们A类普通股的持有人一起作为单一类别就股东一般有权投票的所有事项进行投票。截至2026年2月13日，VG Partners拥有1,968，604,458股B类普通股，或当时已发行的所有B类普通股股份的100%。因此，VG Partners持有我们A类普通股和B类普通股合并投票权的约97.6%，并能够影响或控制需要我们的股东批准的事项，包括选举董事和批准合并或其他非常交易。此外，由于我们可能决定不时进行的已发行A类普通股的任何回购，或者控制VG Partners的VG Partners或我们的创始人对我们A类普通股的任何收购（包括在归属或行使股权奖励时），未来VG Partners持有的合并投票权份额可能会增加。此外，根据特拉华州法律以及我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程，VG Partners可以在获得我们普通股合并投票权的大多数书面同意的情况下采取某些行动，而无需召开股东大会。此外，作为我们普通股合并投票权多数的持有者，VG Partners目前拥有选举董事会的唯一能力。我们A类普通股的其他持有人，只要他们不拥有合并投票权的多数，在影响我们业务的事项上只有少数投票权。

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

我们的A类普通股价格存在大幅波动的可能性。

许多因素在过去和将来都可能导致我们A类普通股的价格大幅波动，这可能会限制或阻止投资者轻易出售他们的A类普通股股票，否则可能会对我们A类普通股的流动性产生负面影响。这些因素包括：

•我们的A类普通股的活跃、流动性市场的持续发展和可持续性；

•液化天然气和天然气价格；

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

•我司项目开工建设、按时竣工；

•与我们的一些客户正在进行和威胁进行的仲裁程序；

•我们的季度或年度收益或我们行业其他公司的收益；

•任何客户根据我们可能订立的任何液化天然气销售合同实际或潜在不履约；

•我们或我们的竞争对手关于重大合同的公告；

•会计准则、政策、指引、解释或原则的变更；

表内容

•市场行情在更广泛的股票市场一般，或特别是在我们的行业；

•未来出售我们的A类普通股；

•相对于其他投资选择，投资者对与我们的A类普通股相关的投资机会的看法；

•公众对我们或第三方发布的新闻稿或其他公开公告或文件的回应，包括我们向SEC提交的文件；

•监管动态；

•地缘政治发展；

•诉讼和政府调查；和

•这些“风险因素”和本10-K表其他地方描述的其他因素。

因此，任何投资者都可能亏损或其在美国的投资，并可能被要求无限期持有其股份。此外，当一只股票的市场价格波动较大时，该股票的持有人经常会对发行该股票的公司提起证券集体诉讼。例如，已经就IPO对我们提起了几起推定的集体诉讼。见—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—我们卷入，并且将来可能卷入纠纷和法律诉讼。我们可能会为集体诉讼以及我们的股东可能对我们提起的任何其他诉讼进行辩护而产生大量费用。这类诉讼也可能会转移我们管理层对我们业务的时间和注意力。

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

如果我们成为一家美国不动产控股公司，或USRPHC，非美国股东可能会因处置我们的A类普通股股票而被征收美国联邦所得税。

尽管如此，如果我们在出售或其他处置之前的五年期间（或非美国持有人的持有期，如果更短）内的任何时间是USRPHC，我们的A类普通股的非美国持有人可能会因出售或其他处置我们的A类普通股的收益而以其他方式缴纳美国联邦所得税。一般来说，如果一家美国公司的“美国不动产权益”（如经修订的1986年《国内税收法》或该法典和适用的财政部条例所定义）的公平市场价值等于或超过其全球不动产权益及其用于贸易或业务的其他资产的总公平市场价值的50%，则该公司即为USRPHC。根据我们目前的资产构成，我们认为我们目前不是USRPHC。然而，由于（i）在任何时候确定我们是否为USRPHC取决于我们的美国不动产相对于当时其他业务资产的公平市场价值的公平市场价值，以及（ii）确定我们的某些资产，包括我们的不动产、厂房和设备是否构成守则中定义的美国不动产权益可能具有不确定性，因此无法保证我们在未来任何时候都不会成为USRPHC。如果我们在（i）出售或其他处置之前的五年期间和（ii）非美国持有人的持有期中较短者的任何时间成为USRPHC，并且（1）我们的A类普通股在出售或处置发生的日历年内没有在已建立的证券市场上定期交易，或者（2）非美国持有人在相关期间的任何时间拥有或被视为拥有超过5%的我们的A类普通股，根据适用于美国人的常规累进的美国联邦所得税税率，非美国持有者将对出售或其他处置的净收益征税，并且在某些情况下，可以按已实现金额的15%的税率进行预扣。

表内容

我们经修订和重述的公司注册证书、经修订和重述的章程和特拉华州法律的某些条款具有反收购效果，可能会限制我们参与某些战略交易的能力，我们的董事会认为这将符合股东的最佳利益。

我们经修订和重述的公司注册证书和经修订和重述的章程的某些规定可能会阻止股东可能认为符合其最佳利益的主动收购提议。除其他事项外，我们经修订及重列的成立法团证明书及经修订及重列的附例包括以下条文，其中包括：

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

•允许董事仅因由被我们的股东从董事会中除名，并获得我们当时已发行普通股合并投票权的至少75%的赞成票（但在触发日期之前，董事可能被我们的股东有或没有原因地除名）；

•不允许在董事选举中进行累积投票，否则将允许少于多数的股东选举董事候选人；

•授权发行“空头支票”优先股，无需股东采取任何行动；

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

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

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

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

此外，我们已明确选择不受《特拉华州一般公司法》第203条“业务合并”条款的管辖，或DGCL，直至（i）VG合伙人及其允许的受让方不再实益拥有我们当时已发行普通股的至少15%的合并投票权和（ii）我们的董事会确定我们将受DGCL第203条的约束并向VG Partners发出书面通知，即TERM2 Partners及其允许的受让方不受DGCL第203条的约束，以较早者为准。DGCL的第203条一般禁止特拉华州公司在该股东成为感兴趣的股东之日后的三年内与任何感兴趣的股东进行任何广泛的业务合并。如果我们在任何时候受到DGCL第203条规定的约束，这些规定将禁止大股东，特别是拥有15%或更多已发行投票权的股东，自该股东获得超过15%已发行有投票权股票的交易之日起的三年期间内完成与我们公司的合并或合并，除非该股东收到董事会对该交易的批准或662/3我们当时未由股东拥有的已发行普通股的合并投票权的百分比批准合并或交易。特拉华州法律的这些规定可能会产生拖延的效果，

表内容

推迟或阻止控制权变更，并可能阻止以高于我们市场价格的价格购买我们的A类普通股。

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

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

此外，特拉华州法律要求，股息只能从“盈余”中支付，“盈余”的定义是我们净资产的公允市场价值减去我们规定的资本；或者从当前或前一年的收益中支付。此外，我们支付股息的能力受到管理我们的债务和优先股的工具中规定的一系列限制和限制。

如果我们、VG合作伙伴或某些其他股东出售我们的A类普通股股票或被公开市场视为打算出售它们，我们A类普通股的市场价格可能会下降。

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

截至2026年2月13日，我们共有488,365，847股已发行的A类普通股，其中70,000，000股在我们的首次公开募股中出售，我们有224,879，858份尚未发行的购买A类普通股的股票期权。在我们的IPO中出售的我们A类普通股的所有股份均可由我们的“关联公司”以外的人根据经修订的1933年《证券法》或《证券法》自由交易，不受限制或进一步登记，该术语在《证券法》第144条中定义。A类普通股的所有其他股份均有资格在公开市场上转售，但就我们的关联公司持有的股份而言，须遵守第144条规定的数量、出售方式和其他限制。

此外，截至2026年2月13日，我们已发行的B类普通股总数为1,968，604,458股，全部由VG Partners持有。所有此类B类普通股可随时根据持有人的选择以一对一的方式转换为我们的A类普通股。在我们首次公开募股之后，VG Partners继续被视为关联公司，因此，在我们的B类普通股转换后发行的A类普通股的股份不得在没有根据《证券法》进行登记的情况下出售，除非可以获得登记豁免，包括规则144中包含的豁免。

VG合伙人，以及在我们的首次公开募股完成之前我们已发行普通股的其他股份持有人，将有权根据某些例外情况和条件，要求我们根据《证券法》登记他们的A类普通股股份，他们将有权参与我们未来的证券登记。对任何这些已发行普通股进行登记，将导致此类股份在登记声明生效后不遵守第144条规则而成为可自由交易的股票。

表内容

我们还根据《证券法》在表格S-8上提交了一份登记声明，以登记根据我们的已发行股票期权发行的A类普通股的股份，以购买A类普通股和根据Venture Global，Inc. 2025综合激励计划保留发行的A类普通股的股份。根据该协议登记的股份可在公开市场上出售。如果A类普通股的此类股份被出售或被认为将在公开市场上出售，我们A类普通股的交易价格可能会下降。这些销售也可能阻碍我们筹集未来资金的能力。

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

截至2026年2月13日，我们拥有约39亿股已获授权但未发行的A类普通股。我们经修订和重述的公司注册证书授权我们发行这些A类普通股股份以及与A类普通股相关的期权、权利、认股权证和增值权，以供考虑，并根据我们的董事会全权酌情确定的条款和条件，无论是与激励计划、收购或其他方面有关。

此外，我们的B类普通股的股份可根据持有人的选择在一对一的基础上转换为我们的A类普通股的股份。此外，未来的转让，除了我们修订和重述的公司注册证书中描述的某些允许的转让外，由VG合伙人进行的B类普通股股份的转让通常会导致这些股份在一对一的基础上自动转换为A类普通股股份。

我们发行的任何A类普通股，包括根据我们现有的股权激励计划或我们未来可能采用的其他股权激励计划以及将B类普通股转换为A类普通股，将稀释A类普通股的持有人。

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

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

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

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

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

表内容

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

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

作为一家上市公司，我们被要求投入大量资源和管理时间以及对作为一家上市公司的要求的关注，这导致我们产生了作为一家私营公司没有发生的重大法律、会计和其他费用，包括与上市公司报告要求相关的成本。我们产生与经修订的1934年《证券交易法》或《交易法》、2002年《萨班斯-奥克斯利法案》或《萨班斯-奥克斯利法案》、《多德-弗兰克华尔街改革和保护法》以及美国证券交易委员会（SEC）和纽约证券交易所实施的相关规则相关的成本，遵守这些要求对我们的法律、会计和财务人员以及我们的会计、财务和信息系统提出了重大要求。

根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404条，我们被要求由管理层提交一份报告，其中包括我们对截至2025年12月31日的财政年度财务报告的内部控制的有效性。这一评估将需要包括披露我们的管理层在我们对财务报告的内部控制中发现的任何重大缺陷。此外，我们的独立注册公共会计师事务所将被要求在我们要求向SEC提交的截至2026年12月31日的财政年度的10-K表格中证明我们对财务报告的内部控制的有效性。我们遵守《萨班斯-奥克斯利法案》第404条要求我们承担大量费用并花费大量管理努力。在2025年期间，我们建立了内部审计职能，由首席审计执行官领导，以汇编必要的系统和流程文件，以执行遵守《萨班斯-奥克斯利法案》第404条所需的评估。

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

我们是纽交所规则意义上的“受控公司”，因此有资格获得某些公司治理要求的豁免。如果我们未来依赖此类豁免，您将无法获得对受此类要求约束的公司的股东提供的相同保护。

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

•董事会过半数成员由独立董事组成；

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

表内容

•薪酬委员会完全由独立董事组成，并有书面章程说明委员会的宗旨和职责；和

•对提名和公司治理及薪酬委员会进行年度绩效评估。

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

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

我们经修订和重述的公司注册证书规定，除非我们同意选择替代法院，否则在法律允许的最大范围内，特拉华州衡平法院将是以下方面的唯一和排他性法院：（i）代表我们提起的任何派生诉讼或程序；（ii）任何声称违反公司任何现任或前任董事、高级职员、股东或雇员对公司或我们的股东所承担的信托责任的诉讼；（iii）根据《特拉华州一般公司法》对我们提出索赔的任何诉讼，或DGCL、我们的公司注册证书或我们的章程或DGCL授予特拉华州衡平法院管辖权的任何诉讼；或（iv）根据内政原则对我们提出索赔的任何诉讼。

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

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

一般风险因素

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

表内容

一般的全球经济衰退和宏观经济趋势，包括通胀加剧、资本市场波动、利率和汇率波动以及经济放缓或衰退，可能会导致不利的情况，从而可能对我们产品的需求产生负面影响，并加剧影响我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景的一些其他风险。国内和国际市场在2022财年和2023财年都经历了明显的通胀压力，为了对抗这种通胀，美国联邦储备委员会和其他各国央行提高了利率作为回应。虽然随着通胀下降，美联储在2024年开始降低利率，但如果未来出现通胀压力，进一步加息或政府为降低通胀而采取的其他行动可能会导致世界许多地区的衰退压力。此外，货币汇率在最近尤其波动，这些货币波动已经影响并可能继续影响我们的资产和负债的报告价值，以及我们的现金流。

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

与俄罗斯和乌克兰之间持续的战争和中东持续冲突相关的事态发展，以及委内瑞拉的地缘政治不稳定，可能会对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生不利影响。

俄罗斯是全球石油和天然气市场的主要参与者之一。因此，任何可能损害或增强其在此类市场竞争能力的事件都可能对我们经营所在的行业和我们项目的运营产生影响。自俄罗斯入侵乌克兰开始以来，寻求限制俄罗斯从石油和天然气出口中获利能力的乌克兰盟友实施了制裁，俄罗斯作为回应采取了某些报复性措施（例如禁止向某些国家销售）。此外，有人公开威胁要增加针对任何国家或组织的关键基础设施的黑客活动，这些国家或组织对俄罗斯的入侵进行报复。

中东仍然是全球能源生产的关键地区，该地区持续不断升级的冲突——包括涉及以色列、加沙地带、伊朗以及黎巴嫩和加沙地带与伊朗结盟的组织，包括哈马斯和真主党的武装敌对行动——可能会对全球能源市场产生不利影响。此类冲突已经导致并可能继续导致供应中断、能源基础设施受损、航运和保险成本增加、石油和天然气货物延误或改道、安全风险加剧以及石油和天然气价格波动加剧。这些冲突的任何实质性升级或区域扩张都可能进一步扰乱全球能源供应链和贸易流动，并对与我们业务相关的市场状况产生不利影响。

据估计，委内瑞拉拥有世界上最大的已探明石油储量，由于数十年的投资不足、基础设施恶化以及对其国有石油公司实施广泛的国际制裁，该国一直受到严重的政治、经济和社会不稳定因素的影响。委内瑞拉最近发生的事件提高了委内瑞拉碳氢化合物产量在中长期内可能增加的前景。如果这种增加的产量成为现实，石油供应的增加可能会向下施加

表内容

石油和其他基准能源价格承压，并改变区域供应动态，进而可能影响全球天然气和液化天然气需求和价格。

此外，入侵乌克兰、中东和委内瑞拉的不稳定以及其他地缘政治事件造成的干扰，已经包括并可能继续包括政治、社会和经济方面的干扰和不确定性。此外，持续或不断升级的地缘政治冲突，包括涉及俄罗斯、乌克兰、中东和委内瑞拉的冲突，可能会导致大宗商品价格波动持续加剧（包括某些大宗商品价格出现实质性上涨）、全球供应格局发生变化、能源市场流动性减少以及金融和大宗商品市场风险溢价增加。任何旷日持久、加剧或扩大的冲突都可能严重扰乱国际能源贸易流动，限制进口能源和原料供应的获取或成本，对液化天然气和其他能源商品的需求产生负面影响，并对我们的竞争地位、财务状况、经营业绩和未来增长前景产生重大不利影响。

恐怖袭击，包括网络恐怖主义，或军事行动可能会对我们的业务产生不利影响。

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

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

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

我们面临着有关国际贸易协定未来的不确定性以及美国对国际贸易立场的相关风险。

特朗普现任政府的某些政策和声明给国际贸易协定的未来以及美国对国际贸易的立场带来了不确定性。例如，2025年4月，特朗普政府宣布对来自所有国家的进口商品征收广泛的对等关税。这个

表内容

包括10%的基准关税和更高的国别关税，并导致一些国家宣布额外的报复性关税，或报复性关税计划。虽然美国最高法院发布了一项针对

此类关税的有效性2026年2月，特朗普政府已宣布在其他法律授权下征收新的15%基线关税，关税政策相关的不确定性持续存在。美国征收关税和/或威胁征收关税，在过去和将来可能继续，导致任何受此种关税影响的国家对美国企业征收报复性关税。此外，任何国家对美国征收报复性关税，都可能对美国与其他国家之间的贸易，以及对美国公司和消费者的商品成本产生重大不利影响。任何此类关税的影响仍然不确定，因此不会反映在我们目前的项目成本估算中。然而，t征收此类关税可能会对我们的产品需求和我们的项目成本估算产生负面影响，尤其是可能与钢铁和铝等外国来源材料相关的建设成本，还会加剧影响我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求和流动性的其他一些风险。

我们还面临着不断演变的美国关税标准的潜在风险，以及其他国家可能针对美国关税征收的潜在报复性国际关税，主要针对液化天然气出口以及与建筑相关的材料、系统、管道和商品（例如水泥、铜、镍和钢铁）。中国决定继续对煤炭和液化天然气产品实施15%的关税，以应对美国的关税举措，这可能会潜在地影响我们向中国出售委托和短期液化天然气货物的能力。此外，鉴于迅速演变和波动的关税格局，我们无法预测可能宣布和/或对用于建设我们的液化天然气设施的国际采购组件和商品实施的潜在关税的广度。因此，任何此类关税的影响仍然不确定，因此不会反映在我们目前的项目成本估算中。然而，征收任何此类关税可能会对我们的产品需求和我们的项目成本估算产生负面影响，还会加剧影响我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求和流动性的其他一些风险。

截至2025年12月31日，我们在所有项目中与中国客户签订了COD后SPA，总计9.5mtpa。美国与中国或其他主要液化天然气进口国的贸易关系未来的任何变化，包括通过征收进一步的关税，都可能对此类SPA和我们营销项目剩余产能的能力产生不利影响，因为这类客户对美国液化天然气出口的需求会减少。

此外，各种双边贸易谈判正在进行中，可能会进行更多的谈判，其中任何一项都可能导致具体国家贸易政策和关税的进一步变化。例如，美国于2025年7月宣布了一项框架贸易协议，根据该协议，进入美国的某些欧盟商品将被征收15%的关税，欧盟将承诺在特朗普总统任期内进行7500亿美元的战略能源采购，涵盖石油、液化天然气和核技术。然而，鉴于美国最高法院对关税有效性的裁决以及特朗普政府随后宣布的关税，欧洲议会在2026年2月暂停了批准程序。无法保证任何正在进行的或额外谈判的结果，或与欧盟达成的贸易协议的最终条款。按美元价值计算，欧盟是我国液化天然气建设项目最大的外国来源设备供应商。全球经济不确定性以及任何相关的经济活动或资本投资减少都可能导致全球GDP增长放缓或导致全球衰退。因此，这些关税和其他国家的任何报复行动可能会对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大影响，因为我们在可能受到这些政策影响的国家的长期和短期合同销售的需求和竞争力减少，并增加未来进口设备和材料的项目成本。

特朗普现任政府在贸易伙伴关系和关系的未来方面的政策的不确定性，包括增加或增加关税的可能性，可能会降低我们在可能受到这些政策影响的国家的竞争力，例如中国和欧盟，无论特朗普现任政府最终是否采取任何额外行动。这些因素中的任何一个都可能对我们将项目的剩余产能推向市场的能力产生不利影响，这可能会产生重大

表内容

对我们项目的可行性以及我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、融资需求、流动性和前景产生不利影响。

我们使用净经营亏损抵消未来应税收入的能力可能受到某些限制。

截至2025年12月31日，我们累计的联邦和外国净营业亏损，即NOL，结转金额分别为100亿美元和2500万美元，结转期限不确定。我们还积累了约34亿美元的州净营业亏损结转，其中4200万美元将在2037年到期。根据现行税法，在2017年12月31日之后开始的纳税年度发生的联邦NOL，可以无限期结转，但在2020年12月31日之后开始的纳税年度，这类联邦NOL的可抵扣额度限制为应纳税所得额的80%。这些联邦和州NOL可能会在未来用于抵消所得税负债。此外，我们可能会在未来几年产生额外的NOL。NOL可能会受到单独的回报限制年或SRLY规则的限制。这些规则一般将NOL结转的使用限制为NOL生产实体在该年度内为合并应税收入贡献的应税收入金额。在早些时候所说的联邦NOL结转金额中，目前有2300万美元受SRLY规则的约束。受SRLY限制的NOL也可能受到下文所述的第382条限制。

一般来说，根据《守则》第382条或第382条，发生“所有权变更”的公司利用变更前NOL抵消未来应税收入的能力受到限制。为此目的，所有权变更一般是指一个或多个股东或特定股东群体在三年期间内对公司所有权发生超过50个百分点的变化，其中每个股东在三年期间内拥有公司5%或以上的股份（在应用某些归属和分组规则后确定）。尽管我们不认为我们的任何NOL目前受到第382条的限制，但未来我们股票所有权的变化可能会导致第382条下的所有权变更，这可能会限制我们使用现有或未来NOL来抵消未来应税收入的能力。

任何传染病或其他疾病的爆发都可能对我们的业务、合同、财务状况、经营业绩、现金流、融资需求、流动性和前景产生不利影响。

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

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

项目1b。未解决的工作人员评论

没有。

项目1c。网络安全

表内容

网络安全风险管理

网络安全风险管理是我们公司的关键优先事项，我们认识到全球网络威胁日益复杂和普遍。我们面临与网络攻击、数据泄露和系统中断相关的持续风险，这可能会对我们的运营、财务业绩和声誉产生重大影响。这些风险范围很广，包括我们关键的能源基础设施可能受到干扰、机密或敏感的运营和商业数据遭到破坏、知识产权被盗，以及业务中断、补救成本和监管处罚造成的财务损失。我们的网络安全计划旨在与业界领先的标准保持一致，包括获得广泛认可的NIST网络安全框架（CSF），并提供一个框架来处理网络安全威胁和事件，包括与使用第三方服务提供商提供的服务相关的威胁和事件。该框架通过五个核心原则指导我们的网络安全风险管理方法：识别、保护、检测、响应和恢复，这使我们认为是全面和主动的安全态势成为可能。我们的网络安全计划由旨在减轻网络安全风险的政策、程序、控制和工具组成。我们维持风险评估流程，其中包括识别网络安全威胁、评估严重性和影响、识别网络安全威胁来源的步骤，包括网络安全威胁是否与第三方服务提供商相关联、实施网络安全对策和缓解战略以及向管理层和我们的董事会通报重大网络安全威胁和事件。该方案包括预防性控制、持续监测、事件检测和响应能力，以及定期安全评估和更新。我们的网络安全团队还聘请第三方安全专家进行风险评估和系统增强。

我们致力于遵守所有适用的网络安全法规，包括与美国液化天然气出口终端和天然气管道运营相关的法规。我们的设施和海上运营受《海上运输安全法》的约束，我们致力于满足美国海岸警卫队强制执行的适用的网络安全相关要求以及网络安全和基础设施安全局等机构的相关指导。我们致力于不断加强我们的网络安全防御和事件响应计划，以适应不断变化的威胁形势并保护我们的资产和利益相关者。鉴于我们运营的性质，一个特别关注的领域是我们的运营技术和工业控制系统的安全性，这对于我们的液化工厂、码头和相关基础设施的安全和持续运营至关重要。保护这些系统免受网络安全威胁对于防止运营中断、确保安全以及保持我们能源输送的可靠性至关重要。

我们的董事会对我们的风险管理负有全面监督责任，并且在我们的首次公开募股之后，将网络安全风险管理监督委托给审计委员会。审计委员会负责确保管理层制定流程，旨在识别和评估我们面临的网络安全风险，并实施流程和程序来管理网络安全风险和缓解网络安全事件。审计委员会向我们全体董事会报告重大网络安全风险 . 网络安全治理由高级管理层监督，高级管理层负责持续识别、考虑和评估重大网络安全风险，建立流程以确保监测此类潜在的网络安全风险暴露，制定适当的缓解措施并维持网络安全计划。

我们的网络安全计划的领导地位由我们的首席信息官，或首席信息官，接收我们网络安全团队的报告，并对网络安全事件的预防、检测、缓解、整治进行监控。我们的首席信息官是一位经验丰富的高管，在信息技术领域拥有超过25年的经验，其中包括专门在能源行业担任网络安全领导职务的18年。美国天然气协会分销天然气信息共享和分析中心的先前服务，以及作为俄勒冈州InfraGard分会的前任主席，联邦调查局和私营部门之间的合作伙伴关系，进一步强调了首席信息官的专业知识。值得注意的是，首席信息官还担任我们的首席信息安全官，并由网络安全副总裁领导的具有多年经验的网络安全团队提供支持。包括首席财务官和首席信息官在内的管理层将向审计委员会通报我们的网络安全计划、重大网络安全风险、计划评估和缓解策略的最新情况。首席信息官将提供涵盖这些主题和行业发展的定期网络安全报告。

表内容

尽管我们做出了努力，但我们无法消除来自网络安全威胁的所有风险，或者提供我们没有经历过未被发现的网络安全事件的保证。更多关于这些风险的信息，请看第1a项。—风险因素—与知识产权、数据隐私和网络安全相关的风险—恶意网络入侵或我们信息技术的其他问题可能会严重损害我们的运营，导致机密信息泄露，损害我们的声誉，并以其他方式对我们的业务产生重大不利影响本表格10-K。

项目2。物业

总的来说，截至2025年12月31日，我们在美国墨西哥湾沿岸拥有、租赁或拥有租赁或购买超过6,900英亩土地的选择权，我们正在这些土地上开发我们的液化和出口项目。

对于我们的每个Calcasieu、Plaquemines、CP2和CP3项目，我们签订了各种30年的租约，我们可以选择延长最多四个额外的10年期限，总计最多70年。我们的Calcasieu项目受益于涵盖我们项目场地的约430英亩土地的租约，以及支持该项目的约230英亩额外附属土地。我们的Plaquemines项目受益于涵盖我们项目场地的约630英亩土地的租约，以及支持该项目的约1,820英亩额外附属土地。我们还就可用于Plaquemines扩建项目的约1,100英亩相邻土地签订了租赁选择权协议，条款与我们现有的Plaquemines项目租赁条款基本相似。我们的CP2项目受益于涵盖我们项目场地的约1,300英亩土地的租约，以及支持该项目的约570英亩额外附属土地。最后，我们的CP3项目受益于我们的CP3项目场地约840亩土地的租赁。

此外，我们还拥有和租赁各种地面站点位置，以支持建设和发展州际和州内管道，将天然气输送到我们的液化天然气设施中。

我们拥有位于弗吉尼亚州阿灵顿的办公空间，我们的主要行政办公室就坐落于此。此外，我们在德克萨斯州休斯顿；新加坡；英国伦敦；日本东京租赁办公空间。这些办公室租约在不同日期到期或成为受续期条款的约束。

项目3。法律程序

我们不时卷入并可能在未来卷入与我们业务的正常过程相关的各种索赔、诉讼、行政、监管和其他诉讼。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。

我们被要求评估与这些法律或有事项相关的任何不利判决或结果的可能性，以及可能或合理可能损失的潜在范围。我们在很可能已经发生负债、损失金额能够合理估计的情况下计提诉讼和索赔。确定由于这些或有事项而将记录或披露的任何损失的金额是基于对每个单独风险敞口的仔细分析，在某些情况下，还需要外部法律顾问的协助。无法保证任何应计负债将足以支付所有现有和未来的索赔，或者我们将有流动性在出现此类索赔时支付这些索赔。

证券诉讼

2025年2月17日，一份名为Venture Global、我们的董事和我们的某些高级职员的推定证券集体诉讼投诉在美国纽约南区地方法院提起。该投诉代表根据和/或可追溯到IPO注册声明购买或以其他方式获得我们的A类普通股的所有个人和实体的推定类别根据《证券法》第11和15条主张索赔。它辩称，公司及其某些高级管理人员和董事在注册声明和IPO招股说明书中所作的某些陈述涉嫌虚假或具有误导性，并寻求

表内容

未指明的损害赔偿代表推定的类别。该投诉于2025年4月24日被自愿驳回，但有偏见。

此外，在2025年4月15日，一项名为Venture Global、我们的董事和我们的某些高级职员、我们的承销商，以及Venture 伙伴全球 II，LLC的推定证券集体诉讼已在美国弗吉尼亚州东区地方法院提起，随后被移送至纽约南区。该投诉随后于2025年9月15日和2025年12月5日进行了修订，代表根据和/或可追溯到IPO注册声明购买或以其他方式获得我们的A类普通股的所有个人和实体的推定类别根据《证券法》第11、12和15条主张索赔。它辩称，公司及其某些高级管理人员和董事在IPO注册声明和招股说明书中所作的某些陈述涉嫌虚假或具有误导性，并代表推定类别寻求未指明的损害赔偿。该公司认为这些索赔毫无根据，打算积极为自己辩护。2026年1月28日，我们提出动议，驳回经修订的证券集体诉讼投诉。

此外，在2025年5月7日，一份名为Venture Global、我们的董事、我们的某些高级管理人员和我们的某些承销商的推定股东派生诉讼投诉被提交给美国弗吉尼亚州东区地区法院，随后被转移到纽约南区。诉状称，该公司及其某些高级管理人员和董事在首次公开募股的注册声明和招股说明书中所作的某些陈述涉嫌虚假或具有误导性。诉状称，存在违反信托义务、严重管理不善、浪费企业资产、不当得利、帮教等行为，并就此类违规行为寻求未指明的损害赔偿。另外三项名为Venture Global、我们的董事、我们的某些高级职员和我们的某些承销商的推定股东派生诉讼投诉分别于2025年6月10日、2025年6月27日和2025年6月30日在美国纽约南区地方法院提起。这三项投诉中的每一项都包含与上述指控基本相似的指控。所有四项股东派生诉讼投诉均被搁置，等待我们驳回于2026年1月28日提交的经修订的证券集体诉讼投诉的动议获得解决。公司认为上述所有索赔均无依据，拟积极进行抗辩。

仲裁程序

2023年5月，Shell NA LNG LLC（“壳牌”）根据其COD后SPA的争议解决程序，向ICC提交了仲裁请求，其中声称，Calcasieu项目在相关COD后SPA下延迟实现COD。2025年8月12日，ICC在壳牌仲裁程序中发布了部分最终裁决。根据该裁决，确定VGCP没有违反其在与壳牌公司的Calcasieu项目相关的COD后SPA项下的义务，因此，仲裁庭确定VGCP对壳牌公司在仲裁程序下的索赔不承担任何责任。在其他补救措施中，壳牌正在寻求约17亿美元的赔偿。2025年11月11日，ICC发布最终裁决，要求壳牌向VGCP支付一定的律师费和费用。2025年11月10日，壳牌向纽约最高法院商事庭提交了一份请愿书，寻求撤销仲裁裁决。审议壳牌请愿的程序正在等待中。

2023年5月，Calcasieu项目的另一名长期客户根据其COD后SPA的争议解决程序向伦敦国际仲裁法院提交了仲裁请求，除其他索赔外，声称Calcasieu项目在COD后SPA下延迟实现COD。此类长期客户寻求的补救措施包括约15亿美元的损害赔偿（可能会随着时间的推移而增加），而不是终止COD后的SPA。此类仲裁程序的听证会于2024年10月举行，预计将于2026年作出裁决。

2023年8月，Calcasieu项目的另一名长期客户根据其COD后SPA的争议解决程序向ICC提交了仲裁请求，除其他索赔外，声称Calcasieu项目在相关COD后SPA下延迟实现COD。此外，该客户对延迟到COD构成不可抗力事件在其仲裁程序的背景下。该客户目前正在寻求超过4亿美元的补救措施。这一仲裁程序的听证会于2025年6月举行，预计将于2026年作出裁决。

表内容

2024年3月，Calcasieu项目的一位中期客户根据我们与该客户之间COD后SPA的争议解决程序向ICC提交了仲裁请求。2025年9月2日，VGCP就先前披露的与另一名客户就其与Calcasieu项目有关的COD后SPA的仲裁程序订立和解协议。在其他补救措施中，这名客户要求赔偿约2亿美元。此次和解整体解决了此次仲裁，对Venture Global没有实质性影响。

2025年10月8日，ICC通知VGCP，在先前披露的与BP的仲裁程序中，已就VGCP和BP订立的COD后SPA下Calcasieu项目的液化天然气销售发布了部分最终裁决。仲裁庭发布的裁决认定，VGCP违反了其根据COD后SPA及时申报Calcasieu项目COD并作为“合理和谨慎的经营者”的义务，以及某些其他义务。部分最终裁决未涉及补救措施，将在单独的损害赔偿听证会上确定，该听证会尚未安排，但预计将在2026年或2027年进行。预计将在听证会的损害赔偿部分之后发布最终裁决。根据裁决条款，公司预计最终裁决不会受到BP COD后SPA中的卖方合计责任限制的约束。英国石油寻求的补救措施包括37亿美元到可能超过60亿美元的损害赔偿，以及利息、费用和律师费。我们认为，英国石油公司的损害赔偿理论和计算没有依据，根据COD后SPA的明确条款，包括对法庭管辖权的明确限制，英国石油公司要求的损害赔偿数额是无法追回的，尽管无法保证听证会损害赔偿部分的结果。

2023年8月，Repsol LNG Holding，S.A.（“Repsol”）根据其COD后SPA的争议解决程序向ICC提交了仲裁请求，其中声称，Calcasieu项目在相关COD后SPA下延迟实现COD。此外，Repsol对COD延迟构成仲裁程序背景下的不可抗力事件提出异议。在其他补救措施中，Repsol寻求的损害赔偿超过4亿美元。2026年1月15日，国际刑事法院在该程序中发布了最终裁决。根据该裁决，确定VGCP没有违反其在与Repsol的Calcasieu项目有关的COD后SPA项下的义务，因此，仲裁庭完全驳回了Repsol的所有索赔。该裁决还要求Repsol向VGCP支付一定的律师费和仲裁费用。

2023年12月，Calcasieu项目的另一名长期客户根据我们与该客户之间COD后SPA的争议解决程序向ICC提交了仲裁请求，声称（其中包括）Calcasieu项目在相关COD后SPA下延迟实现COD。该客户寻求的补救措施包括超过20亿美元的损害赔偿。

我们不同意每一项正在进行的仲裁请求和寻求撤销一项此类仲裁裁决的法律程序中的断言和法律主张，Calcasieu项目正在为剩余的仲裁程序和此类法律程序进行辩护。我们认为，此类仲裁程序中的任何损害赔偿裁决均应受制于相关COD后SPA下的相关卖方总责任上限（与BP COD后SPA相关的仲裁裁决除外），相关COD后SPA的总额为5.95亿美元。然而，这些客户也在争论Calcasieu项目COD后SPA中的责任限制是否适用，因此正在索赔损害赔偿，包括超出责任限制的金额。如果Calcasieu项目对这些索赔的抗辩不成功，它可能需要支付的金额可能是巨大的，这可能对我们的业务、合同、财务状况、经营成果、现金流、流动性和前景以及我们的交易价格产生重大不利影响

A类普通股。

其他事项

我们的某些前雇员已提起诉讼，包括向弗吉尼亚州联邦法院提起诉讼，就涉嫌违反某些股票期权授予协议和相关事项寻求总计1.81亿美元至2.8亿美元的损害赔偿。

100

表内容

项目4。矿山安全披露

不适用。

101

表内容

第二部分

项目5。市场为注册人的共同权益、相关股东事项及发行人购买权益证券

市场资讯

自2025年1月24日起，我们的A类普通股在纽约证券交易所上市交易，代码为“VG”。在此日期之前，我们的A类普通股没有公开交易市场。我们的B类普通股没有公开交易市场。

持有人

截至2026年2月13日，我们有大约488,365，847股已发行的A类普通股由两名记录所有者持有。截至2026年2月13日，我们的B类普通股有1名记录持有人。这还不包括通过银行或经纪自营商以“街头名义”持有股票的股东人数。

股息政策

我们的第二份经修订和重述的公司注册证书授权A类普通股和B类普通股，并规定我们的A类普通股持有人和B类普通股持有人在任何股息方面将在每股基础上获得平等和按比例的待遇（除非对某一类别的股份的不同待遇获得被视为不利的适用类别普通股的大多数已发行股份的持有人的赞成票批准，作为一个类别单独投票）。

我们目前预计，我们将不时就我们的普通股宣布并支付额外的现金股息。然而，我们无法向您保证，我们将在未来以与以前的股息相同的金额或频率支付任何股息，或者根本不支付。任何未来的股息支付均在我们董事会的绝对酌情权范围内，并将取决于（其中包括）我们的经营业绩、营运资金需求、资本支出需求、财务状况、负债水平、优先股义务、与支付股息有关的合同限制、一般经济业务状况、行业惯例、商业机会、预期现金需求、适用法律的规定以及我们董事会可能认为相关的其他因素。因此，你实现投资回报的能力可能取决于我们A类普通股的升值。此外，特拉华州法律要求，股息只能从“盈余”中支付，“盈余”的定义是我们净资产的公允市场价值减去我们规定的资本；或者从当前或前一年的收益中支付。此外，我们支付股息的能力受到管理我们的债务和优先股的工具中规定的一系列限制和限制。更多详情，见第7项。—管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析—流动性和资本资源,项目1a。—风险因素—与我们的债务和融资相关的风险—我们的某些债务协议对我们的子公司施加了重大的经营和财务限制，我们子公司的优先股权也给予持有人一定的同意权，所有这些都可能阻止我们利用商业机会或向公司支付股息和项目1a。—风险因素—与我们的负债和融资相关的风险—公司作为控股公司，依赖于子公司向其转移资金以履行其义务的能力本表格10-K。

近期出售未登记证券

没有。

注册证券所得款项用途

2025年1月27日，我们完成了IPO，发行并出售了7000万股A类普通股。在我们的首次公开募股中出售的股票是根据我们的注册声明表格S-1根据《证券法》注册的，该表格经修订（文件编号333-283964），SEC于2025年1月23日宣布生效。我们的

102

表内容

A类普通股以每股25.00美元的首次公开发行价格出售，扣除承销折扣和7000万美元佣金后产生的净收益约为17亿美元。我们估计我们产生了大约1000万美元的发行费用。

我们IPO的收益（扣除承销折扣）用于支持我们业务的持续增长和发展。这包括但不限于我们的CP2项目的FID前开发、采购和建设成本、其他未来项目和附加扩建项目的成本、我们的液化天然气油轮的里程碑付款、管道开发成本以及其他一般公司用途的支出。根据与我们的注册声明相关的规则424（b）（4），我们于2025年1月23日向美国证券交易委员会提交的最终招股说明书中“所得款项用途”标题下所述，我们对IPO净收益的计划用途没有重大变化。

发行人及关联购买人购买股本证券

没有。

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

以下关于我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们的经审计的合并财务报表及其随附的附注一并阅读，包括在项目8。—财务报表和补充数据本10-K表格。除了历史合并财务信息外，以下讨论还包含反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述，这些陈述涉及重大风险和不确定性。我们的实际结果可能与前瞻性陈述中讨论的结果大不相同。可能导致或促成这些差异的因素包括下文和其他地方讨论的因素项目1a。—风险因素和关于前瞻性陈述的警示性声明本10-K表。除每MMBTU金额或另有说明外，表格中列示的美元金额以百万为单位。

截至2025年12月31日止年度，公司的销售及运输业务符合可报告分部的标准。在截至2025年12月31日的年度之前，销售和运输对于报告目的而言在数量上并不重要，而是与公司活动合并为公司活动、其他活动和抵销活动。项目7中包含的前期演示文稿。––管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析该表格的10-K已重铸，以符合当前的分部报告结构。

有关公司截至2024年12月31日止年度与截至2023年12月31日止年度的比较的讨论，请参阅项目7。—管理层在我们于2025年3月6日向SEC提交的2024年10-K表格中对财务状况和运营结果的讨论和分析。

103

执行摘要

我们的财务业绩.


	截至12月31日止年度，
		2025		2024

经营收入		$	5,156	$	1,763

液化天然气出口量
货物		380		141
TBTU		1,415.4		508.4

LNG销量（TBTU）		1,408.8		500.6
液化天然气销量加权平均价格（每百万英热单位）
液化费(1)		$	5.87	$	7.28
商品费		3.93		2.61
液化天然气销量加权平均价格		$	9.80	$	9.89

____________

(1)包括与外国天然气市场挂钩的销售价格，不包括隐含的商品费用，以及固定的液化费用。

截至2025年12月31日止年度，我们的运营收入与上一年相比有所增加，这主要是由于我们的Plaquemines项目自2024年12月开始液化天然气生产以来的销量增加，以及2025年液化天然气产量的持续增加。这部分被我们Calcasieu项目较低的加权平均液化天然气销售价格所抵消，这是由于其COD后SPA下的液化天然气销售开始以及原料气成本较高。

我们的液化天然气项目

Calcasieu项目.我们最初的液化天然气出口设施宣布COD，并于2025年4月15日开始根据我们的COD后SPA向其客户销售液化天然气。在COD之前，Calcasieu项目根据LNG委托销售协议销售LNG。


		Calcasieu项目
	截至12月31日止年度，
		2025		2024

液化天然气出口量
货物		146		140
TBTU		539.3		504.5

LNG销量（TBTU）		538.5		501.6
液化天然气销量加权平均价格（每百万英热单位）
固定液化费		$	3.63	$	7.15
商品费		3.95		2.61
液化天然气销量加权平均价格		$	7.58	$	9.76

104

Plaquemines项目.我们第二个液化天然气出口设施的液化天然气的生产和销售在此期间有所增加，而实体建设和项目的投产计划继续推进。在截至2025年12月31日的一年中，我们产生了39亿美元的项目成本，其中大部分已资本化，我们根据适用的会计准则将额外的134亿美元资产置于服务中。


		Plaquemines项目
	截至12月31日止年度，
		2025		2024

液化天然气出口量
货物		234		1
TBTU		876.1		3.9

LNG销量（TBTU）		876.1		3.9
液化天然气销量加权平均价格（每百万英热单位）
固定液化费		$	6.62	$	7.29
商品费		3.93		3.95
液化天然气销量加权平均价格		$	10.55	$	11.24

CP2项目.2025年6月，在收到FERC的最终批准和进行现场施工的通知后，我们开始了第三个液化天然气出口设施的现场工作。2025年7月，CP2项目1期实现FID，获得151亿美元的项目融资，为CP2项目1期的开发和建设提供资金。在截至2025年12月31日的一年中，我们发生了65亿美元的项目成本，主要与建筑活动和购买设备采购相关，其中63亿美元已资本化，2.03亿美元已支出。

2026年2月，CP2项目执行了为期20年的COD后SPA，从CP2项目二期开始交付1.5mtpa，将合同下COD后的预期总容量从26.0 mtpa增加到27.5 mtpa。

我们的战略发展.2025年正式启动Plaquemines扩建项目开发进程，预计年产能峰值为31.0 mtpa。见I tem 1a. —商业供进一步讨论。

我们在截至2025年12月31日的年度内接收了四艘液化天然气油轮，并在2026年第一季度接收了一艘液化天然气油轮。这使得我们拥有的液化天然气油轮船队总数达到7艘，另外还有2艘液化天然气油轮目前正在建造中，将于2026年交付。2025年，我们使用我们的液化天然气罐车从我们的液化天然气设施运输了61批货物。

VGLNG资本来源.2025年1月，我们完成了IPO，以每股25.00美元的公开发行价格发行了7000万股A类普通股，总净收益为17亿美元。在IPO方面，我们对A类普通股进行了4,520.3317的远期股票分割。

2025年9月，Blackfin签订了总额为16亿美元的Blackfin信贷安排。Blackfin信贷融资的收益用于向VGLNG偿还8.89亿美元，用于与Blackfin管道开发和建设相关的先前支出。

2025年11月，VGLNG签订了总额为20亿美元的VGLNG循环信贷安排。VGLNG循环信贷融资的收益将用于VGLNG及其子公司的一般公司用途。

105

影响运营结果的关键因素

影响我们经营业绩和财务业绩的关键因素如下：

液化天然气销售。我们在我们的液化天然气设施的整个生命周期内销售液化天然气——在测试和调试期间、根据合同销售协议进行运营以及通过出售过剩产能。我们采用了一种投资组合承包方法，旨在出售足够的定期液化能力，以支持融资，同时优化收入和现金流。

LNG定价结构。我们的合约SPA下的LNG销售价格结构一般包括（i）固定的液化费，其中一部分会根据通货膨胀进行年度调整；（ii）可变商品费用至少相当于每百万英热单位LNG的Henry Hub的115%；以及（iii）运输费，如果以DPU为基础出售。我们的委托销售和过剩产能销售的液化天然气销售价格结构通常与我们的离岸交付合同SPA一致，而我们的DES协议的结构采用单一销售价格，其中包括运输费，并与外国天然气市场挂钩，例如TTF或JKM。

试车期间销售LNG。我们一般在COD之前以远期现货或短期合同的方式销售我们项目调试阶段生产的LNG。我们从销售调试液化天然气中产生现金收益的能力，以及任何此类现金收益的金额，主要取决于我们每个项目的调试阶段的持续时间、我们在调试阶段能够生产的液化天然气的数量，以及执行此类销售时液化天然气的市场价格。因此，我们能够从销售调试液化天然气中产生的现金收益金额可能会在不同时期和不同项目之间有所不同，这种差异可能是重大的。

合同液化天然气的销售。我们通过后期COD-SPA和牢固启动的SPA销售液化天然气，利用长期20年期合同SPA以及中短期合同SPA的组合，优化我们SPA的平均固定液化费。我们产生收入的能力，以及我们能够产生的任何相关现金收益的金额，将取决于我们每个项目实现的COD，并将取决于我们的合同SPA下的固定液化费、与Henry Hub天然气价格挂钩的可变商品费用，以及超过合同SPA下承诺销售额的液化天然气产量和销售价格。

销售未承诺的过剩液化天然气。我们根据短期、中期或长期安排销售高于我们的合同SPA承诺生产的液化天然气，提供商业和定价灵活性。我们从此类销售中产生现金收益的能力，以及我们能够产生的任何此类收入的金额，将主要取决于根据COD后SPA签订合同的液化天然气数量以及我们能够在任何项目上生产的液化天然气数量超过铭牌产能以及执行此类销售时液化天然气的市场价格。因此，如果有的话，我们能够从销售未承诺的过剩液化天然气中产生的收入和现金收益的金额可能会因时期和项目而异，这种差异可能是重大的。

原料气成本. 采购、运输和将天然气转化为液化天然气的直接成本是我们销售成本的主要组成部分。根据我们的订约SPA和我们迄今为止执行的几乎所有委托液化天然气销售，我们的客户支付每MMBTU的固定液化费（其中包括与CPI挂钩的成分），加上每MMBTU的可变商品费用，金额取决于适用的SPA，相当于Henry Hub天然气价格的115%或更多，旨在支付原料气和天然气运输成本的价格，还旨在支付我们的某些运营费用并部分调整通货膨胀。

项目成本和开发费用.我们目前有处于不同建设发展阶段的绿地和扩建项目。我们预计，随着我们接近并开始建设阶段，我们对任何特定项目的开发、建设和调试成本将显着增加，我们预计这些费用将继续显着，直到完成调试阶段并且相关项目达到其COD。而且，我们的项目成本可能会因为很多因素而高于我们目前的估计

106

超出我们的控制范围，这可能导致我们项目的开发、建设和调试成本更高。

运营成本.随着我们在我们的设施开始运营，我们希望增加我们的项目专用员工。因此，我们预计，随着我们继续调试和运营我们的项目，运营和维护费用将显着增加。我们在长期服务安排下将某些主要设备维护活动外包，但我们的各个运营子公司负责为我们的项目执行日常运营和维护工作。一旦项目开始全面商业运营，我们预计该项目的长期服务安排下的运营和维护成本的时间将相对可预测，受制于通货膨胀。运营和维护费用的增加将影响我们的运营利润率。此外，我们预计，由于其他地区的其他无关项目已经出现或经历的损失和索赔，或者即使不涉及液化天然气项目，损失和索赔也大到足以影响更广泛的保险市场，因此液化天然气项目的保险费可能会增加。

有效税率和法规.我们利用路易斯安那州提供的各种税收激励计划，包括工业税豁免，来抵消本应支付的地方和州税。然而，工业税豁免将在两个5年期限后到期，这将从Calcasieu项目、Plaquemines项目和CP2项目资产（如适用）从会计角度投入使用的纳税年度的最后一天开始，之后可能会对我们的财产征收从价税。我们预计，我们的绿地和扩建项目将获得类似的免税，尽管任何此类免税可能只能以较低的税率获得。未来将对我们征收的任何税收（包括从价税、库存税、特许经营税和公用事业税）的税率将影响我们的营业利润率。

通货膨胀.通货膨胀仍然是美国经济的一个可变因素，它可能会影响我们未来的经营利润率和经营业绩。特别是，我们预计，我们的订约SPA和包含固定液化费的VG商品的销售将仅在合同期内根据通货膨胀进行部分调整，就像我们现有的某些订约SPA的情况一样。此外，我们预计，随着时间的推移，我们的运营成本将经历通胀压力。我们还预计，在开发、建设和运营我们的项目所需的设备和人员成本方面，将经历通货膨胀。见第1a项。—风险因素—与我们的项目和其他资产相关的风险—我们对我们的项目的估计成本一直是，并将继续是，由于各种因素而可能发生变化和项目1a。—风险因素—与我们业务相关的风险—我们和我们的承包商，包括我们的EPC承包商，可能会遇到劳动力成本增加的情况，而没有技术工人或我们未能吸引和留住合格人员可能会对我们产生不利影响本表格10-K。

季节性.季节性天气可能会影响对液化天然气的需求，因此可能会影响我们在我们的设施投产期间或在我们的设施达到各自的COD之后销售液化天然气的能力。我们已经开始经历，并且我们预计将继续经历市场波动和我们现有市场对液化天然气季节性需求波动的影响。例如，我们供应的市场中的温度和天气，以及这些市场中储存的天然气数量，可能会影响电力需求和发电组合，包括通过水电、太阳能或风能等其他能源提供的电力部分，从而影响对液化天然气的需求。此外，温和天气导致的库存退出慢于预期可能会降低对液化天然气的需求。相反，随着国内需求增加，美国的极端或长期寒冷条件可能会暂时减少液化天然气出口量，这反映了极端天气事件可能如何影响近期美国天然气供需平衡以及我们的出口调度灵活性。其他因素，包括但不限于欧洲和亚洲液化天然气指数之间的价差以及液化天然气油轮的可用性以及由于季节性和其他因素而选择采取的路线，也可能影响液化天然气的价格。因此，我们在现货或短期基础上从液化天然气销售中产生现金收益的能力，以及为销售液化天然气订立新的SPA的能力，可能会受到这些因素的影响，这可能反过来分别导致在需求高和低的季度的收入波动，并可能对我们的经营业绩产生不成比例的影响。因此，我们在不同财政季度的运营结果可能无法成为我们未来业绩的可比或准确指标。有关这些风险的更多信息，请参阅项目1a。—风险因素—与我们业务相关的风险—季节性波动将导致我们的业务和经营业绩在各个季度之间有所不同，这可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响本表格10-K。

107

宏观经济趋势.宏观经济状况，例如高通胀、利率、关税和全球贸易政策，继续是全球经济活动波动和不确定性的来源，并可能影响我们的项目成本和运营，如上所述。见项目1a。—风险因素—与我们业务相关的风险—我们保持盈利能力和正的经营现金流的能力存在重大不确定性本10-K表。乌克兰、中东、委内瑞拉持续的地缘政治冲突和美中关系紧张可能会推动经济进一步不稳定和通胀压力，并增加包括能源在内的全球货物流动的风险。就液化天然气市场而言，这些地缘政治冲突已经并可能继续影响液化天然气项目发展所需材料的供应，此外还扰乱了液化天然气的供应，导致非SPA量的价格波动。有关历史净价差波动的更多信息，请参见项目1a。—风险因素—与我们业务相关的风险—鉴于现货市场价格的显着波动，我们从销售委托货物中产生收益的能力受到此类收益的重大不确定性和波动性的影响本表格10-K。

108

经营成果

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

下表显示了我们在所示期间的业务结果摘要：


	截至12月31日止年度，				改变
	2025		2024		($)		(%)

收入	$	13,769	$	4,972	$	8,797	177	%

营业费用
销售成本（不含下文单独列示的折旧和摊销）	5,920		1,351		4,569		NM
运营和维护费用	975		589		386		66	%
一般和行政费用	433		312		121		39	%
开发费用	344		635		(291)		(46)	%
折旧及摊销	941		322		619		192	%

总运营费用	8,613		3,209		5,404		168	%

经营收入	5,156		1,763		3,393		192	%

其他收入（费用）
利息收入	151		244		(93)		(38)	%
利息支出，净额	(1,454)		(584)		(870)		149	%
利率互换收益（损失）	(220)		774		(994)		128	%
融资交易损失	(267)		(14)		(253)		NM
外币交易损失	(3)		—		(3)		NM
其他收入总额（费用）	(1,793)		420		(2,213)		NM

所得税费用前收入	3,363		2,183		1,180		54	%
所得税费用	630		437		193		44	%
净收入	2,733		1,746		987		57	%

减：归属于子公司可赎回股票的净利润	167		144		23		16	%
减：归属于非控股权益的净利润	36		59		(23)		(39)	%
减：VGLNG A系列优先股股息	270		68		202		297	%
归属于普通股东的净收入	$	2,260	$	1,475	$	785	53	%

____________

NM百分比没有意义。

收入

截至2025年12月31日止年度的营收为138亿美元，较截至2024年12月31日止年度的50亿美元增长88亿美元，增幅为177%。这一增长主要是由于2024年12月开始液化天然气生产以及2025年全年液化天然气产量持续增加，主要是Plaquemines项目的液化天然气销售量增加101亿美元。这一增长被2025年4月COD后主要在Calcasieu项目降低13亿美元的液化天然气销售价格部分抵消，2025年4月COD前较高的液化天然气销售价格部分抵消。

截至2025年12月31日止年度，扣除原料气成本前的总收益为1.32亿美元，归属于Plaquemines项目设施投入使用之前产生的Test LNG销售，因此确认为在建工程调整而非收入。

109

营业费用

销售成本

截至2025年12月31日止年度的销售成本为59亿美元，较截至2024年12月31日止年度的14亿美元增加46亿美元。这一增长是由于

•38亿美元来自主要是Plaquemines项目的液化天然气销售量增加，原因是2024年12月开始生产液化天然气，并且整个2025年液化天然气产量持续增加；

•6.09亿美元，主要是因为Calcasieu项目的原料气成本增加；和

•我们的天然气供应合同的公允价值发生1.23亿美元的不利变化。

截至2025年12月31日止年度，主要由Plaquemines项目设施投入使用之前产生的主要包括原料气成本的Test LNG销售产生的成本为6300万美元，因此确认为对在建工程的调整，而不是销售成本。

运营和维护费用

截至2025年12月31日止年度的运营和维护费用为9.75亿美元，较截至2024年12月31日止年度的5.89亿美元增加3.86亿美元，增幅为66%。这一增长主要是由于不可资本化的人员成本、调试工作和运营保险费用增加导致支持Plaquemines项目提高液化天然气产量的运营成本增加2.65亿美元，以及我们的液化天然气油轮运营成本增加1.75亿美元。这些增长被Calcasieu项目运营成本减少7700万美元部分抵消，这主要是由于调试和修复工作减少。

一般和行政费用

截至2025年12月31日止年度的一般及行政开支为4.33亿美元，较截至2024年12月31日止年度的3.12亿美元增加1.21亿美元，增幅为39%。这一增长主要是由于员工人数增加导致人事费用增加8200万美元，以及主要由于法律和其他专业服务费、IT和保险费用增加导致非人事费用增加3800万美元。

开发费用

截至2025年12月31日止年度的开发费用为3.44亿美元，较截至2024年12月31日止年度的6.35亿美元减少2.91亿美元，降幅为46%。这一减少主要是由于CP2项目被宣布可能在2025年期间支出2.82亿美元导致开发成本降低，以及开发该设施的大部分成本随后被资本化。

折旧及摊销

截至2025年12月31日止年度的折旧和摊销为9.41亿美元，较截至2024年12月31日止年度的3.22亿美元增加6.19亿美元，增幅为192%。这一增长主要是由于从会计角度将Plaquemines项目资产的一部分从2024年12月开始并在整个2025年投入使用，以及在整个2025年投入使用额外的液化天然气罐车。这一增加被Calcasieu项目减少4600万美元部分抵消，这主要是由于延长了2025年某些液化天然气设施资产的估计使用寿命，以符合液化天然气设施资产所附的某些土地租赁的延长剩余条款。

110

经营收入

截至2025年12月31日止年度的运营收入为52亿美元，较截至2024年12月31日止年度的18亿美元增加34亿美元，增幅为192%。这一增长是由于销量增加导致收入增加，主要是Plaquemines项目，部分被2025年4月COD后Calcasieu项目较低的加权平均液化天然气销售价格所抵消，以及开发费用减少。如上文所述，由于销量增加和原料气成本增加导致销售成本增加、折旧费用增加以及运营和维护费用增加，部分抵消了这些影响。

其他收入或费用

利息收入

截至2025年12月31日止年度的利息收入为1.51亿美元，较截至2024年12月31日止年度的2.44亿美元减少9300万美元，降幅为38%。这一减少主要是由于与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度的平均现金余额和利率较低。

利息支出，净额

截至2025年12月31日止年度的利息支出净额为15亿美元，较截至2024年12月31日止年度的5.84亿美元增加8.7亿美元，增幅为149%。这一增长主要是由于根据适用的会计准则将Plaquemines项目资产的一部分投入使用导致不可资本化的利息成本增加，以及我们的平均未偿债务增加。

利率掉期收益（亏损）

截至2025年12月31日止年度的利率掉期亏损为2.2亿美元，与截至2024年12月31日止年度的利率掉期收益7.74亿美元相比，有9.94亿美元的不利变化，即128%。这一不利变化主要是由于截至2025年12月31日止年度的远期利率曲线有所下降，而截至2024年12月31日止年度则有所上升，导致以下情况：

•关于Plaquemines项目利率掉期的9.08亿美元不利变化，已于截至2025年12月31日止年度部分结算；

•CP2项目利率互换的6600万美元不利变化，于2025年订立；和

•Calcasieu项目利率互换的3300万美元不利变化。

这些被Blackfin信贷工具利率互换的1300万美元有利变化部分抵消，该协议于2025年第四季度签订。

融资交易损失

截至2025年12月31日止年度，融资交易亏损为2.67亿美元，较截至2024年12月31日止年度的1400万美元增加2.53亿美元。这一增加是由于在截至2025年12月31日的年度内注销了与部分预付Plaquemines建设定期贷款和预付CP2桥梁设施相关的债务发行成本，而在截至2024年12月31日的年度内注销了与全额预付Plaquemines Equity Bridge Facility相关的债务发行成本。

外币交易损失

截至2025年12月31日止年度的外币交易亏损为300万美元。

111

所得税费用前收入

截至2025年12月31日止年度的所得税费用前收入为34亿美元，较截至2024年12月31日止年度的22亿美元增加12亿美元，增幅为54%。如上文所述，这一增长主要是由于经营收入增加，但部分被利率掉期收益（损失）的不利变化、更高的利息支出和更高的融资交易损失所抵消。

所得税费用

截至2025年12月31日止年度的所得税费用为6.3亿美元，较截至2024年12月31日止年度的4.37亿美元增加1.93亿美元，增幅为44%，主要是由于上文讨论的所得税费用前收入增加，但部分被我们的有效税率变化所抵消。截至2025年12月31日止年度，我们的实际税率为18.7%，而截至2024年12月31日止年度的实际税率为20.0%。2025年有效税率主要受到确认股票期权暴利税优惠、研发税收抵免，以及不可抵扣费用和某些递延税项资产的估值备抵变化的综合影响。

净收入

截至2025年12月31日止年度的净收入为27亿美元，较截至2024年12月31日止年度的17亿美元增加了10亿美元，增幅为57%。如上文所述，这一增长主要是由于所得税费用前收入增加，部分被较高的所得税费用所抵消。

归属于子公司可赎回股票的净利润

截至2025年12月31日止年度，归属于子公司可赎回股票的净利润为1.67亿美元，较截至2024年12月31日止年度的1.44亿美元增加2300万美元，增幅为16%。这一增长是由于CP基金可赎回优先单位的实收实物分配增加。

归属于非控股权益的净利润

截至2025年12月31日止年度，归属于非控股权益的净利润为3600万美元，较截至2024年12月31日止年度的5900万美元减少2300万美元，降幅为39%。这一减少主要是由于在Calcasieu项目COD之后，根据所有权权益向Calcasieu Holdings B类普通单位持有人分配了收益。

VGLNG A系列优先股股息

截至2025年12月31日止年度，VGLNG A系列优先股股息为2.7亿美元，较截至2024年12月31日止年度的6800万美元增加2.02亿美元，增幅为297%。这一增长是由于2024年9月下旬发行了VGLNG系列A优先股以及相应的股息累积差异。

归属于普通股股东的净利润

截至2025年12月31日止年度，归属于普通股股东的净利润为23亿美元，较截至2024年12月31日止年度的15亿美元增加了8亿美元，增幅为53%。这一增长主要是上述变化的结果。

112

分部经营业绩

我们有四个可报告分部，包括Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目以及我们的销售和运输业务。每个液化天然气项目都包括各自的液化设施和出口终端以及将向该设施供应天然气的相关管道的活动。我们的销售和运输业务从事向客户销售和交付液化天然气，包括与我们的液化天然气油轮船队相关的运营成本。在公司、其他和冲销中报告的活动包括非实质性经营分部、与我们的可报告分部没有直接关联的间接费用（例如，一般、行政和营销费用）以及分部间冲销。前期列报已重新分类，以符合当前的分部报告结构，以单独披露我们的销售和航运业务，这些业务现在在数量上是重要的。

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

下表显示了我们在所示期间的分部经营收入（亏损）摘要：


	截至12月31日止年度，				改变
	2025		2024		($)		(%)

Calcasieu项目	$	1,316	$	2,813	$	(1,497)	(53)	%
Plaquemines项目	4,228		(217)		4,445		NM
CP2项目	(278)		(500)		222		(44)	%
销售和运输	248		(20)		268		NM
公司、其他和消除	(358)		(313)		(45)		14	%
合计	$	5,156	$	1,763	$	3,393	192	%

____________

NM百分比没有意义。

Calcasieu项目

截至2025年12月31日止年度，Calcasieu项目的运营收入为13亿美元，较截至2024年12月31日止年度的28亿美元减少15亿美元，降幅为53%。

这一减少主要是由于：

•销售成本增加8.35亿美元，原因是原料气成本增加6.85亿美元，液化天然气销售量增加1.01亿美元，天然气供应合同公允价值不利变动4900万美元；以及

•收入减少7.91亿美元，原因是：

◦净减少12亿美元，原因是2025年4月COD后液化天然气销售价格下降被2025年4月COD前液化天然气销售价格上涨所抵消，部分被

◦液化天然气销量增加3.75亿美元。

这些减少被以下因素部分抵消：

•由于调试和补救工作减少，运营和维护费用减少7700万美元；以及

•折旧和摊销费用减少4600万美元，原因是2025年延长了某些液化天然气设施资产的估计使用寿命，以与附加液化天然气设施资产的某些土地租赁的延长剩余条款保持一致。

113

Plaquemines项目

截至2025年12月31日止年度，Plaquemines项目的运营收入为42亿美元，较截至2024年12月31日止年度的运营亏损2.17亿美元增加44亿美元。

这一增加主要是由于：

•由于2024年12月开始液化天然气生产以及整个2025年液化天然气产量的持续增加，液化天然气销售量增加，收入增加了92亿美元。

这一增长被以下因素部分抵消：

•由于2024年12月开始液化天然气生产以及2025年全年液化天然气产量持续增加，液化天然气销售量增加，销售成本增加38亿美元；

•折旧和摊销费用增加5.97亿美元，原因是从会计角度将Plaquemines项目的一部分资产从2024年12月开始并在2025年全年投入使用；和

•运营和维护费用增加2.65亿美元，主要是由于支持液化天然气生产的运营成本增加，包括更高的不可资本化的人员成本、调试工作和运营保险费用。

CP2项目

截至2025年12月31日止年度，CP2项目的运营亏损为2.78亿美元，较截至2024年12月31日止年度的5亿美元减少2.22亿美元，降幅为44%。这一减少的主要原因是，由于CP2项目被宣布可能在2025年期间支出，工程和开发成本减少了2.82亿美元，开发该设施的大部分成本随后被资本化。

销售和运输

截至2025年12月31日止年度，我们的销售和运输业务的运营收入为2.48亿美元，较截至2024年12月31日止年度的运营亏损2000万美元增加2.68亿美元。

这一增加主要是由于：

•销售由我们的液化天然气设施生产并通过我们的销售和航运业务销售的液化天然气产生的收入增加了22亿美元，这主要是由于液化天然气销售量的增加。

这一增长被以下因素部分抵消：

•销售成本增加17亿美元，原因是从我们的液化天然气设施购买并由我们的销售和航运业务销售的液化天然气成本，主要是由于液化天然气销售量增加；

•由于我们的液化天然气油轮的运营成本增加，运营和维护费用增加了1.75亿美元；和

•由于在2025年投入使用更多的液化天然气油轮，折旧和摊销费用增加了3000万美元。

公司、其他和消除

截至2025年12月31日止年度，公司、其他和冲销的运营亏损为3.58亿美元，较截至2024年12月31日止年度的3.13亿美元增加4500万美元，增幅为14%。

这一增加主要是由于：

•一般和行政费用增加1亿美元，主要是由于员工人数增加以及法律和其他专业服务费、IT和保险费用增加；和

•折旧和摊销费用增加3900万美元，主要是由于在2025年全年投入使用的额外资产。

114

这些增长被以下因素部分抵消：

•我们的销售和航运业务与我们的液化天然气设施之间的液化天然气公司间采购和销售的分部间冲销8600万美元的影响。

流动性和资本资源

一般

自2022年第一季度以来，我们一直从液化天然气的销售中获得收益。随着我们继续开发现有的和其他潜在的天然气液化和出口项目，我们可能会产生大量成本，pipeline基础设施项目，以及其他互补的天然气运输项目和活动.

资金需求

我们项目的运营、调试、建设和开发需要大量的资本支出。我们预计，我们项目的运营成本将由出售液化天然气产生的现金收益提供资金。

Plaquemines项目。Plaquemines项目目前估计的项目总成本中约有6亿至10亿美元，截至2025年12月31日尚未支付。我们认为Plaquemines项目将有足够的现金渠道，包括委托销售的收益，为其运营提供资金并完成项目。

CP2项目.我们目前估计，CP2项目第一和第二阶段的项目总成本约为325亿美元至335亿美元。截至2025年12月31日，已支付CP2项目第一和第二阶段项目总成本中的约99亿美元。我们认为，CP2项目将有足够的机会从CP2建设定期贷款和委托液化天然气销售的未来收益中获得现金，为项目第一阶段的建设和完成提供资金。我们打算通过一个或多个债务和股权融资来源，为2期的建设和开发提供资金，包括相关所有者的成本。

我们估算的项目总成本是基于我们迄今为止的经验，反映了当前的通胀环境和截至2025年12月31日实施的关税的潜在影响。这一估计是基于我们为CP2项目签订的合同以及我们在Calcasieu项目和Plaquemines项目的建设成本经验，以及为CP2项目建造比Calcasieu项目和Plaquemines项目更长的管道的预期成本。CP2项目的成本估计反映了当前的通胀环境，由于多种因素，与我们目前的估计相比，可能会更高，可能是实质性的。此外，我们的成本估算可能会因以下因素而发生变化：我们的项目的建设或调试出现意外延迟、执行任何维修或保修工作以及更改订单或修改某些材料建造合同，包括此类项目的任何EPC合同的最终条款或修订，以及/或其他建造或供应合同。有关这些风险的更多详细信息，请参阅项目1a。—风险因素—与我们的项目和其他资产有关的风险—我们对我们的项目的估计成本过去和现在都可能因各种因素而发生变化本表格10-K。

这些估计数不反映自2025年12月31日以来已宣布或实施的或未来可能实施的任何关税变化的潜在影响。它们没有反映美国最高法院对联邦政府征收的关税的有效性作出裁决的潜在影响，也没有反映联邦政府征收增量基线关税的决定，所有这些都可能对我们的项目总成本估计产生实质性影响。本10-K表中包含的我们的项目预算估算反映了截至2025年12月31日所有关税到位，以及获得的第232节豁免。我们的某些产品，包括我们的Baker Hughes来源的液化火车系统模块和动力岛组件，是外国来源的，并根据我们的监管批准进行了规定，不提供国内来源的替代品，并可能使我们面临未来可能征收的任何关税的影响。无法保证未来任何关税的程度，或

115

其对我们对项目总项目成本的任何估计的影响，这可能对我们的建设预算产生重大不利影响并限制我们的增长前景。

绿地和扩建项目。我们打算通过一个或多个债务和股权融资来源，为我们未来的绿地和扩建项目的建设和发展提供资金，包括相关业主的成本。我们的任何项目所需的项目级股权融资金额相对于项目级债务融资金额可能在我们的项目之间有所不同。通常，我们预计以项目层面的债务融资（可能包括无追索权或有限追索权债务）为我们每个项目的预期建设成本的大约50%至75%提供资金，剩余的25%至50%以项目层面的股权——这可能包括我们的股权贡献、股权融资交易、夹层融资和/或其他类似的融资替代方案。此类债务和股权融资的最终条款和可用性将取决于各种因素，包括当时的市场状况。我们可能会考虑为这些项目筹集资金的替代结构，因此，无法保证我们未来的绿地和扩建项目的融资结构将与我们之前或当前项目所使用的类似。

合同义务

我们有合同义务，涉及对第三方的承诺，这会影响我们的流动性和资本资源需求。除了上文讨论的建设和开发义务外，下表汇总了我们截至2025年12月31日的合同义务：


	截至12月31日止年度，
	2026		2027-2030		此后		合计

经营合同
天然气供应和运输	$	3,801	$	10,319	$	12,618	$	26,738
租约	136		347		2,662		3,145
再气化能力	30		172		688		890
其他	69		106		43		218
其他资本项目
液化天然气罐车	429		—		—		429
管道开发项目	884		322		—		1,206
合计	$	5,349	$	11,266	$	16,011	$	32,626

公司亦订立若干信贷安排，以保障天然气运输。截至2025年12月31日，与这些安排相关的最大未贴现潜在风险敞口为2.6亿美元。该金额目前未在我们的综合资产负债表中确认为负债。迄今为止，尚未根据这些安排提取任何金额。

此外，我们在子公司有大量债务和相关的利息支出义务。这包括VGLNG产生的债务以及VGLNG的子公司因各种项目的融资而产生的债务。我们预计将获得大量额外融资，并产生相关费用和利息，用于开发CP2项目的第二阶段、我们的绿地和扩建项目、我们的管道开发项目以及我们的液化天然气油轮。

116

VGLNG的项目级子公司的未偿债务和相关利息义务没有追索权，也没有由Venture Global或VGLNG提供担保。下表汇总了截至2025年12月31日我们对VGLNG项目级子公司的债务和相关利息义务：


	截至12月31日止年度，
	2026		2027-2030		此后		合计

本金期限(1)(2)	$	817	$	9,833	$	13,078	$	23,728
利息支付(3)	1,574		5,190		2,669		9,433
合计	$	2,391	$	15,023	$	15,747	$	33,161

_____________

(1)反映截至2025年12月31日未偿本金的合同到期总额。见—资金需求和项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本表10-K，了解更多信息。

(2)不包括Calcasieu Pass Funding的17亿美元可赎回优先股，作为子公司的可赎回股票，在发生某些事件时可由其持有人选择赎回。见项目8。—财务报表和补充数据—附注17 –附属公司可赎回股票本表格10-K。

(3)包含了对我们浮动利率进行经济对冲的利率互换的预期结算。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本表10-K，了解更多信息。

VGLNG的未偿债务和相关利息义务由其在直接或间接拥有我们液化天然气项目的VGLNG直接全资子公司的股权担保。下表汇总了截至2025年12月31日我们对VGLNG的债务和相关利息义务：


	截至12月31日止年度，
	2026		2027-2030		此后		合计

本金期限(1)(2)	$	—	$	6,834	$	4,250	$	11,084
利息支付(3)	973		2,945		390		4,308
合计	$	973	$	9,779	$	4,640	$	15,392

_____________

(1)反映截至2025年12月31日未偿本金的合同到期总额。见—资金需求和项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本表10-K，了解更多信息。

(2)不包括作为非控股权益呈列的30亿美元VGLNG A系列优先股和2.7亿美元的相应年度优先股息，这些股息可能会进行调整并无限期累积，除非根据其条款有选择地赎回。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本表10-K，了解更多信息。

(3)所有VGLNG优先有担保票据的利率是固定的。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务此表格10-K以获取更多信息.

除（i）与VGLNG A系列优先股的会计核算相关的某些表述差异，以及（ii）Venture Global的股东权益，包括A类普通股及其应付的任何股息外，本10-K表上提供的财务信息与VGLNG的财务信息之间没有重大差异。见项目15。—展品和财务报表附表—附表一注册人的财务资料本表格10-K。

有关我们截至2025年12月31日的合同义务的进一步讨论，请参阅项目8。—财务报表和补充数据—附注15 –承诺和或有事项此表格10-K以获取更多信息。

现金来源和用途

自成立以来，我们通过各种形式的融资为我们的运营和资本支出提供资金，包括发行股本证券、项目股权融资、在VGLNG和我们的项目实体借款，以及从我们的运营中获得的现金。

我们预计将使用经营现金流和可用流动性来满足我们的短期现金需求，包括现金和现金等价物、受限现金以及我们现有信贷下的可用借款能力

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设施。此外，我们预计将利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和股票发行。

下表汇总了截至2025年12月31日我们在现有信贷额度下的现金和可用借款能力：


	2025年12月31日

现金及现金等价物	$	2,355
受限制现金	1,070
我们信贷额度下的可用借款能力(1):
CP2建设定期贷款	9,390
CP2营运资金便利	740
Plaquemines营运资金融资	637
Calcasieu Pass营运资金融资	279
黑鳍TLA设施	371
Blackfin营运资金融资	75
VGLNG循环信贷工具	2,000
我们信贷额度下的总可用借款能力	13,492
现金总额和可用借款能力	$	16,917

__________

(1)可用借款能力是指截至2025年12月31日我们每项信贷额度下的总借款能力减去未偿还借款和信用证。

截至2025年12月31日，我们的子公司有大约348亿美元的未偿债务，其中包括111亿美元的债务，主要是VGLNG高级有担保票据，以及大约237亿美元的项目级债务融资。

此外，我们的项目级子公司Calcasieu Funding发行了CP Funding可赎回优先股，这可能要求我们在特定情况下向持有人进行优惠现金分配。截至2027年8月19日，在CP Funding可赎回优先单位的所有应计分配全部以现金结算之前，不得从Calcasieu Funding向Venture Global或其关联公司分配可用现金。截至2025年12月31日，CP Funding可赎回优先单位的应计分配余额为7.96亿美元。此外，在2027年8月19日及之后，将不允许从Calcasieu Funding向Venture Global或其关联公司分配任何可用现金——超出管理层认为为VGCP的运营成本提供资金所必需的范围，包括偿债要求——直到CP Funding可赎回优先单位全部以现金赎回。截至2025年12月31日，CP Funding可赎回优先单位的总赎回价值和总清算优先权为17亿美元。与我们业务相关的风险因素，详见第1项。—商业和第1a项。—风险因素本表格10-K。

我们在我们的液化天然气项目上按顺序开始生产，每列液化火车在调试时都会上线。截至2025年12月31日止年度，Plaquemines和Calcasieu项目分别从运营中产生了59亿美元和11亿美元的现金流。

我们相信，我们目前的现金和现金等价物、我们现有信贷额度下的借贷能力以及我们项目销售液化天然气的预期收益将为我们提供至少未来12个月的充足流动性，并将使我们能够为我们的持续运营、我们即将支付的液化天然气油轮里程碑付款、我们的管道开发项目以及我们与我们的绿地和扩建项目相关的预期FID前资本支出提供资金。

我们预计，我们将需要大量额外的债务和股权资本来开始全面的建设活动，并为我们的绿地和扩张项目实现COD。我们定期评估市场状况、我们的资本需求、我们的流动性状况，以及Venture Global、VGLNG、我们的项目实体和其他子公司的各种债务、股权和与股权挂钩的融资选择，以寻找筹集额外债务或股权资本的机会，并支持我们的增长和增强我们的资本结构。任何此类的可用性、时间安排和条款

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额外的债务和股权融资将取决于各种因素，包括当时的市场状况。就我们发行股票或股票挂钩证券的程度而言，无法保证任何此类融资不会对股东造成昂贵或稀释。

如果我们无法及时或以我们可以接受的条款获得额外资金，我们将不得不推迟、缩减或取消我们的绿地和扩建项目的建设计划，其中任何一项都可能损害我们的业务、财务状况和经营业绩。施工的任何延误都可能阻止我们在我们预期的情况下开始运营，并将阻止我们实现预期的现金流。我们未来的流动性也可能受到与我们产生建筑成本和其他流出相关的建筑融资可用性的时间以及与我们产生项目和运营费用相关的我们根据出口合同收到现金流的时间的影响。此外，许多因素（包括我们无法控制的因素）可能导致我们的流动性来源和现金需求之间的差异，包括施工延误和我们的承包商违反施工协议等因素。在建设期过后，我们的业务可能无法从运营中产生足够的现金流，目前预期的成本可能会增加，或者我们可能无法获得足以使我们能够支付债务或为我们的其他流动性需求（包括运营费用）提供资金的未来借款。见第1a项。—风险因素本表格10-K。

材料融资

Venture Global IPO

2025年1月，我们完成了IPO，发行并出售了7000万股A类普通股。我们的A类普通股股票以每股25.00美元的首次公开发行价格出售，在扣除承销折扣和佣金7000万美元以及约1000万美元的发行费用后，产生了约17亿美元的净收益。参见更多讨论项目8。—财务报表和补充数据—附注16 –权益此表格10-K以获取更多信息。

VGLNG债务和股权融资

VGLNG高级有担保票据。2023年5月，VGLNG发行了本金总额22.5亿美元、2028年到期的8.125%优先有担保票据，或VGLNG 2028票据，以及本金总额22.5亿美元、2031年到期的8.375%优先有担保票据，或VGLNG 2031票据。VGLNG 2028票据的年利率为8.125%，于2028年6月1日到期。VGLNG2031票据的年利率为8.375%，于2031年6月1日到期。各该等系列票据的利息须于每年6月1日及12月1日每半年支付一次。

2023年10月，VGLNG发行了本金总额25亿美元、2029年到期的9.500%优先有担保票据，或VGLNG 2029票据，以及本金总额15亿美元、2032年到期的9.875%优先有担保票据，或VGLNG 2032票据。此外，2023年11月，VGLNG额外发行了本金总额5亿美元的VGLNG 2029票据，以及额外发行了本金总额5亿美元的VGLNG 2032票据。VGLNG2029票据的年利率为9.500%，于2029年2月1日到期。VGLNG2032票据的年利率为9.875%，于2032年2月1日到期。自2024年8月1日起，每期该等系列票据的利息将于每年2月1日及8月1日每半年支付一次。

2024年7月，VGLNG发行了本金总额15亿美元、2030年到期的7.000%优先有担保票据，即VGLNG 2030票据。VGLNG 2030票据按年利率7.000%计息，于2030年1月15日到期。自2025年1月15日起，每一该等系列票据的利息须于每年1月15日及7月15日每半年支付一次。

VGLNG2028票据、VGLNG2029票据、VGLNG2031票据、VGLNG2032票据和VGLNG2030票据由第一优先留置权担保，但允许留置权和某些其他例外情况除外，我们几乎所有现有和未来资产（如有），包括我们的直接全资子公司直接

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或间接拥有Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目或任何相关管道。

VGLNG A系列优先股。2024年9月，VGLNG发行了300万股9.000% A系列固定利率重置累积可赎回永久优先股，每股1000美元清算优先权，即VGLNG A系列优先股，总收益为30亿美元。VGLNG A系列优先股不可转换为任何其他证券，且投票权有限。VGLNG A系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，于每年3月30日和9月30日支付，届时，如VGLNG董事会宣布的那样。

VGLNG循环信贷工具。2025年11月7日，VGLNG签订了价值20亿美元的高级有担保循环信贷VGLNG循环信贷融资。VGLNG循环信贷安排下的借款在债务期限内按设定的保证金利率计息，再加上公司选择的SOFR或基准利率。SOFR-based贷款的设定保证金率为2.500%，基准利率贷款的设定保证金率为1.500%。公司还产生VGLNG设施未提取可用承诺的0.350%的承诺费。VGLNG循环信贷融资的收益可用于VGLNG及其子公司的一般公司用途。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务和项目8。—财务报表和补充数据—附注18 –非控股权益本10-K表供进一步讨论。

项目债权和股权融资

Calcasieu项目。2019年8月，我们的子公司VGCP获得了58亿美元的项目融资，其中包括约55亿美元的高级担保建筑定期贷款，或Calcasieu Pass建筑定期贷款，以及3亿美元的高级担保营运资金融资，或Calcasieu Pass营运资金融资，或统称为Calcasieu Pass信贷融资，于2026年8月19日到期，按SOFR计息加上适用的保证金，按月支付。Calcasieu Pass信贷融资的收益用于为Calcasieu项目的开发、建设和调试费用提供资金。2021年9月，VGCP将Calcasieu Pass营运资金融资增加了2.55亿美元，达到5.55亿美元。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务和项目8。—财务报表和补充数据—附注18 –非控股权益本10-K表供进一步讨论。

2019年5月，我们的子公司Calcasieu Funding和Calcasieu Holdings与Stonepeak Infrastructure Partners相关的某些基金签订了两份单位购买协议，据此，Calcasieu Funding和Calcasieu Holdings分别发行了900万个和400万个优先单位，总收益为13亿美元，每个优先单位面值为100美元。这些交易于2019年8月完成，所得款项用于为Calcasieu项目的开发、建设和调试成本的权益部分提供资金。Calcasieu项目于2025年4月完成COD后，CP Holdings可转换优先单位转换为B类普通单位，占Calcasieu项目23%的所有权权益。见项目8。—财务报表和补充数据—附注17 –附属公司可赎回股票和项目8。—财务报表和补充数据—附注18 –非控股权益本10-K表供进一步讨论。

2021年8月，VGCP发行了本金总额为25亿美元的优先有担保票据，包括12.5亿美元的2029年到期的优先有担保票据，或VGCP 2029票据，以及12.5亿美元的2031年到期的优先有担保票据，或VGCP 2031票据。VGCP 2029票据的年利率为3.875%，VGCP 2031票据的年利率为4.125%，每一系列票据每半年支付一次，分别于每年的2月15日和8月15日拖欠。VGCP 2029期票据将于2029年8月15日到期，VGCP 2031期票据将于2031年8月15日到期。2021年11月，VGCP发行了本金总额为12.5亿美元、于2033年到期的优先有担保票据，即VGCP 2033票据。VGCP 2033票据按年利率3.875%计息，于每年5月1日及11月1日每半年支付一次。VGCP 2033期票据将于2033年11月1日到期。2023年1月，VGCP发行了本金总额为10亿美元、于2030年到期的优先有担保票据，即VGCP 2030票据，连同VGCP 2029票据、VGCP 2031票据和VGCP 2033票据，即VGCP优先有担保票据。VGCP 2030票据按年利率6.250%计息，自2023年7月15日起，于每年1月15日及7月15日每半年支付一次。VGCP 2030票据将于2030年1月15日到期。总收益

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这些发行的款项用于预付Calcasieu Pass信贷便利下的42亿美元未偿债务。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本10-K表供进一步讨论。

Plaquemines项目。2022年5月，我们的子公司VGPL获得了约96亿美元的项目融资，其中包括约85亿美元的定期贷款融资，或Plaquemines建设定期贷款，以及将于2029年5月到期的11亿美元营运资金循环融资，或Plaquemines营运资金融资，或统称Plaquemines信贷融资，以资助Plaquemines项目第一阶段的开发和建设。项目融资设施已于2023年3月扩大规模，以资助Plaquemines项目第二阶段的开发和建设。总体而言，扩大后的Plaquemines信贷便利包括约129亿美元的Plaquemines建设定期贷款和21亿美元的Plaquemines营运资金便利，将于2029年5月25日到期，按SOFR计息，外加适用保证金，按月支付。为了扩大规模，PL Holdings进入了Plaquemines Equity Bridge Facility，这是一项约17亿美元的有担保信贷融资股权过桥信贷融资，用于为Plaquemines项目的部分项目成本提供资金。2024年7月，我们使用VGLNG 2030票据的收益全额预付了Plaquemines Equity Bridge Facility的剩余未偿金额。项目融资安排所得款项净额将用于资助Plaquemines项目的融资、开发、建设及投产成本。见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本10-K表供进一步讨论。

2025年4月，我们的子公司，VGPL发行了本金总额为25亿美元的优先有担保票据，包括12.5亿美元的2033年到期的优先有担保票据，或VGPL 2033票据，以及12.5亿美元的2035年到期的优先有担保票据，或VGPL 2035票据。VGPL 2033票据的年利率为7.500%，VGPL 2035票据的年利率为7.750%，每一系列票据的利息每半年支付一次，于每年的5月1日和11月1日支付。VGPL 2033期票据将于2033年5月1日到期，VGPL 2035期票据将于2035年5月1日到期。此次发行的收益，连同掉期违约收益，被用于预付Plaquemines Construction定期贷款项下的27亿美元未偿债务。

2025年7月，VGPL发行了本金总额为40亿美元的优先有担保票据，包括2034年到期的20亿美元优先有担保票据，或VGPL 2034票据，以及2036年到期的20亿美元优先有担保票据，或VGPL 2036票据。VGPL 2034票据的年利率为6.500%，VGPL 2036票据的年利率为6.750%，各系列票据的利息每半年支付一次，于每年1月15日和7月15日支付。VGPL 2034期票据将于2034年1月15日到期，VGPL 2036期票据将于2036年1月15日到期。此次发行的收益，连同掉期违约收益，被用于预付Plaquemines Construction Term Loan下的45亿美元未偿贷款。

2025年12月，VGPL发行了本金总额为30亿美元的优先有担保票据，其中包括17.5亿美元于2030年到期的优先有担保票据或VGPL 2030票据，以及12.5亿美元于2034年到期的优先有担保票据或VGPL 2034。VGPL2030票据的年利率为6.125%，VGPL2034票据的年利率为6.500%，每一系列票据的利息每半年支付一次，于每年的6月15日和12月15日支付。VGPL 2030票据将于2030年12月15日到期，VGPL 2034票据将于2034年6月15日到期。此次发行的收益，连同掉期违约收益，被用于预付Plaquemines Construction定期贷款项下的32亿美元未偿债务。

CP2项目。2025年5月，我们的子公司CP2签订了CP2 Bridge Facilities，这是一项30亿美元的担保信贷融资，用于在CP2项目第一阶段的全部项目融资结束之前为CP2项目的部分项目成本提供资金。CP2桥梁设施下的借款在债务期限内按设定的保证金利率计息，再加上公司选择的SOFR或基准利率。SOFR-based贷款的设定保证金率为3.500%，基准利率贷款的设定保证金率为2.500%。公司还就CP2桥梁设施的未提取可用承诺产生了承诺费。

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2025年7月，CP2项目1期实现FID，我们获得了151亿美元的项目融资，为CP2项目1期的开发和建设提供资金。CP2 Holdings签订了30亿美元的担保CP2 Holdings EBL设施，到期日为2028年7月28日。CP2 Holdings EBL设施下的借款在债务期限内按设定的保证金利率加上公司选择的SOFR或基准利率计息。SOFR-based贷款的设定保证金率为3.500%，基准利率贷款的设定保证金率为2.500%。SOFR-based贷款的利息在每个利息期结束时（但至少每三个月）到期支付，基准利率贷款的利息在每个日历季度末到期支付。CP2作为借款人，CP2 Procurement和CP Express作为担保人，签订了价值121亿美元的高级担保CP2信贷融资，到期日为2032年7月28日。CP2信贷安排下的借款在债务期限内按设定的保证金利率计息，再加上公司选择的SOFR或基准利率。SOFR-based贷款的设定保证金率范围为2.250%至2.750%，基准利率贷款的设定保证金率范围为1.250%至1.750%。公司还产生CP2营运资金融资未提取可用承诺的0.788%至0.963%的承诺费。基于SOFR的贷款的利息在每个利息期结束时（但至少每三个月）到期支付，基准利率贷款的利息在每个日历季度末到期支付。

项目融资的部分收益用于全额预付未偿还的CP2桥梁设施，并支付与项目融资相关的成本。项目融资的剩余收益将用于资助CP2项目第一阶段的融资、开发、建设和投入使用的成本。

管道基础设施项目。2025年9月，我们的子公司Blackfin签订了16亿美元的高级有担保Blackfin信贷安排。根据Blackfin信贷便利，Blackfin TLA便利和Blackfin营运资金便利将于2030年9月29日到期，Blackfin TLB便利将于2032年9月29日到期。Blackfin TLA Facility和Blackfin TLB Facility下的借款在债务期限内按设定的保证金计息，再加上公司选择的SOFR或基准利率。Blackfin TLA Facility为基于SOFR的贷款设定的保证金率为2.250%，为基准利率贷款设定的保证金率为1.250%，未来可能会上调。Blackfin TLB Facility为基于SOFR-的贷款设定的保证金率为3.000%，为基准利率贷款设定的保证金率为2.000%。公司还产生了Blackfin TLA融资和Blackfin营运资金融资下未提取可用承诺的0.438%至0.875%的承诺费。SOFR-based贷款的利息在每个利息期结束时（但至少每三个月）到期支付，基准利率贷款的利息在每个日历季度末到期支付。

Blackfin信贷融资的收益用于向VGLNG偿还8.89亿美元与Blackfin管道开发和建设相关的先前支出，并支付与项目融资相关的某些成本。剩余收益将用于资助开发、建设和管理Blackfin管道的部分成本。

见项目8。—财务报表和补充数据—附注11 –债务本10-K表格，用于进一步讨论材料融资活动。

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现金流

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

下表显示了我们在所示期间的综合现金流量摘要：


	截至12月31日止年度，				改变
	2025		2024		($)		(%)

经营活动产生的现金净额	$	6,566	$	2,149	$	4,417	206	%
投资活动使用的现金净额	(13,220)		(14,159)		939		(7)	%
筹资活动产生的现金净额	5,465		10,752		(5,287)		(49)	%

经营活动

截至2025年12月31日止年度经营活动产生的现金净额为66亿美元，较截至2024年12月31日止年度的21亿美元增加44亿美元，增幅为206%。

经营活动现金变动（十亿）

•液化天然气销售收到的现金增加是由于主要在Plaquemines因液化天然气销售量增加而产生的现金收入增加了93亿美元，部分被Calcasieu因液化天然气销售价格下降而产生的现金收入减少了9亿美元所抵消。

•为原料气支付的现金增加是由于Plaquemines因液化天然气销量增加支付了32亿美元，Calcasieu因原料气成本增加支付了6.96亿美元；和

•衍生品结算收到的现金增加主要是由于2025年与Plaquemines信贷便利相关的部分利率掉期按比例结算产生了11亿美元的收益，2024年没有类似的结算。

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投资活动

截至2025年12月31日止年度投资活动使用的现金净额为132亿美元，较截至2024年12月31日止年度的142亿美元减少9亿美元，降幅为7%。现金流出净额减少的主要原因是：

投资活动使用现金变动（十亿）

•资本支出支付的现金减少3.52亿美元，其中包括：


	截至12月31日止年度，				改变
	2025		2024		($)

Plaquemines项目	$	(5,503)	$	(9,414)	$	3,911
CP2项目	(5,256)		(2,334)		(2,922)
管道项目	(933)		(509)		(424)
液化天然气罐车	(754)		(403)		(351)
Calcasieu项目	(65)		(37)		(28)
VGLNG资本化利息	(558)		(668)		110
其他	(296)		(352)		56
合计	$	(13,365)	$	(13,717)	$	352

•其他投资现金流出减少5亿美元，其中包括：

◦减少2.98亿美元，原因是2024年12月31日终了年度有息存款投资产生的现金流出，而2025年12月31日终了年度赎回存单产生的现金流入则部分抵消

◦增加1.32亿美元，原因是截至2025年12月31日止年度的Test LNG收益现金流入，截至2024年12月31日止年度没有类似流入。

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融资活动

截至2025年12月31日止年度，融资活动产生的现金净额为55亿美元，较截至2024年12月31日止年度的108亿美元减少53亿美元，降幅为49%。现金流入净额减少的主要原因是：

筹资活动现金变化（十亿）

•债务发行和偿还的变化主要包括以下方面：


	截至12月31日止年度，				改变
	2025		2024		($)

发行债务和利用信贷便利
Plaquemines项目	$	10,037	$	7,776	$	2,261
CP2项目	5,168		—		5,168
管道项目	1,124		—		1,124
VGLNG	—		1,500		(1,500)
其他	—		84		(84)
债务发行总额	$	16,329	$	9,360	$	6,969

偿还债务
Plaquemines项目	$	(10,573)	$	(727)	$	(9,846)
CP2项目	(308)		—		(308)
Calcasieu项目	(190)		(178)		(12)
偿还债务总额	$	(11,071)	$	(905)	$	(10,166)

发行和偿还债务的总变化，净额	$	5,258	$	8,455	$	(3,197)

•发行18亿美元A类普通股的收益变化是由于我们在截至2025年12月31日的年度内进行了首次公开募股，而2024年同期没有类似活动；和

•截至2024年12月31日止年度，VGLNG A系列优先股发行变动为30亿美元，2025年同期无类似活动。

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主要趋势和不确定性

管理层预计，有几个因素将影响我们在2026年及以后的运营、财务状况和现金流。虽然销售我们的Calcasieu和Plaquemines项目生产的液化天然气产生的收益可能会抵消某些近期的不确定性，但出现或演变与当前假设不同的事件可能会对我们的业绩产生重大影响。我们将继续监测这些事态发展，并在条件允许时作出回应。如需更多讨论，请参阅第1项。—商业和第1a项。—风险因素本表格10-K。

宏观经济

全球经济波动可能会加剧与关税、劳动力供应、资本市场准入、汇率和利率波动以及市场平衡和边际相关的风险。

关税和贸易政策—全球贸易环境依然不稳定。美国和外国的关税行动，包括潜在的报复性措施，可能会导致我们的建设项目的设备和材料成本增加，并影响受影响市场的液化天然气需求或定价。我们依赖从欧盟或欧盟进口的大量设备，贸易关系或新关税的任何恶化都可能增加项目成本并降低竞争力。潜在的成本影响目前预计将集中在我们的CP2项目。关税的影响自2025年12月31日起生效已纳入我们目前的CP2项目预算。2025年实施的所有新关税的累积影响使我们的总预期资本成本增加了约6亿林吉特美元.由于Plaquemines项目已经采购了几乎所有关键设备，预计与关税相关的影响对该项目来说并不重要。根据采购活动的时间安排和范围，未来的项目和扩建也可能会产生更高的成本；我们对这些举措的项目预算也反映了我们对目前颁布的费率的关税的最佳估计。这一评估没有反映出美国最高法院对联邦政府征收的关税的有效性作出的裁决的影响，也没有反映出联邦政府决定征收增量基线关税的影响，所有这些都可能对适用的关税税率和全球贸易。这项裁决的影响，以及联邦政府的回应，都是未知的，可能会改变我们估计的资本项目成本。全球经济不确定性以及由于关税和其他国家的任何报复性行动而导致的经济活动或资本投资的任何相关减少，可能通过减少对我们在可能受到这些政策影响的国家的长期和短期合同销售的需求和竞争力，对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大影响。公司继续监测这一情况。

劳动力市场—墨西哥湾沿岸对熟练劳动力的竞争依然激烈。高技能建筑劳动力的持续短缺——由同时进行的液化天然气建设以及主要基础设施和数据中心发展推动——可能会放大工资压力、招聘和保留难度。劳动力储备持续紧张可能会提高项目成本或延长建设时间。这可能会大幅增加我们估计的项目成本，其中包括大量劳动力成本，并可能对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大影响。

资本市场与利率—由于关税、通胀和货币政策对全球经济影响的不确定性，资本市场近期经历了波动和流动性限制。尽管通胀年率有所放缓，但未来利率政策的变化可能会重新点燃通胀压力，或增加整体资金成本。这种波动可能会对企业或项目贷款的市场准入产生不利影响，或导致更高的借贷成本。我们的目标是通过利率互换来减轻利率波动的风险，但我们将无法减轻所有的利率风险。此外，在确定何时进入资本市场时，我们有时可能会优先考虑获得资本或资本循环，而不是利率。

市场平衡与利润率—继2022-2025年全球液化天然气需求强劲的时期之后，市场正在过渡到供应增加和航运条件正常化的时期。此外，如果总交付成本与我们销售液化天然气的价格之间的价差缩小，Henry Hub天然气价格上涨、原料气运输（包括向液体较少的交付地点供应原料气的成本，或基差）以及海运成本可能会压缩我们的营业利润率。这一保证金压力目前

126

最明显的是与TTF基准挂钩的销售额，即使在原料气（主要与Henry Hub相关）和运输成本增加的情况下，该基准在最近一段时间内仍保持相对稳定。例如，从2025年末开始到2026年初，Henry Hub价格大幅上涨，基差（在我们的Plaquemines项目）加剧，而TTF指数保持稳定，缩小了某些货物的价差。如果这些市场状况持续存在，我们的现货和短期销售利润率可能会降低，再加上持续的成本膨胀或持续的高原料气和运费价格，可能会对我们的现金流和项目回报产生不利影响。我们的长期合同组合和低成本生产模式预计将减轻其中一些影响，但长期的利润率压力可能会对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大影响。

地缘政治

不断变化的全球政治和能源政策条件继续影响着液化天然气的需求和定价。2026年1月，欧盟将一项计划投票通过为法律，到2027年逐步淘汰俄罗斯来源的天然气和液化天然气。预计该禁令将带来对非俄罗斯液化天然气进口需求的持久增长，包括美国的供应。在支持长期增长的同时，转型可能会给市场定价带来短期的不确定性。在其他地方，委内瑞拉的地缘政治发展——包括制裁政策的波动和区域石油和天然气生产的潜在转变——可能会影响全球供应平衡、能源定价和整个美洲的投资流动。中东等主要能源生产地区的冲突、亚洲的选择性采购决定以及国际贸易调整带来的更广泛的不确定性也可能影响合同时间、数量和平均实现价格。我们将继续监测这些发展，并评估对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流的潜在影响。

监管

美国最近的政策行动总体上支持了液化天然气的持续发展，包括美国能源部恢复非自由贸易协定国家的出口授权以及我们的CP2项目的最终批准。尽管这些趋势是有利的，但它们仍可能发生变化。这些行动增加了继续开发我们的项目的机会，包括我们的扩建项目。虽然我们无法预测这些趋势是否会持续下去，或者我们的申请、批准或许可是否会在许可程序中引起重大反对，但我们打算继续通过各种许可和监管渠道在其预期的时间期限内推进我们的项目。这一趋势未来的任何重大变化都可能对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大影响。

COD后水疗中心

Calcasieu项目涉及与其COD后SPA客户的争议和仲裁程序。这些客户声称，除其他索赔外，Calcasieu项目在其COD后SPA下延迟实现COD。在三个仲裁程序得到积极解决后，Calcasieu项目仍与其四个COD后SPA客户一起参与仲裁程序。

我们在2025年10月接到通知，在与BP的仲裁程序中已作出部分最终裁决。仲裁庭发布的裁决认定，VGCP违反了其根据BP COD后SPA及时申报Calcasieu项目COD并作为“合理和谨慎的经营者”的义务，以及某些其他义务。部分最终裁决未涉及补救措施，将在尚未安排但预计将在2026年或2027年举行的单独损害赔偿听证会上确定。预计将在听证会的损害赔偿部分之后发布最终裁决。根据裁决条款，公司预计最终裁决不会受到BP COD后SPA中的卖方合计责任限制的约束。英国石油寻求的补救措施包括37亿美元到可能超过60亿美元的损害赔偿，以及利息、费用和律师费。我们认为，英国石油公司的损害赔偿理论和计算没有依据，根据COD后SPA的明确条款，包括对法庭管辖权限的明确限制，英国石油公司要求的损害赔偿数额是无法追回的，尽管无法保证听证会损害赔偿部分的结果。

127

其他三家Calcasieu Project COD后客户在仲裁程序中寻求的补救措施包括总额在34亿美元至41亿美元之间的损害赔偿，而不是终止COD后的SPA。我们认为，这三起纠纷受制于适用的COD后SPA下的相关卖方合计责任限制，总额为5.95亿美元。然而，这些客户也在争论这类COD后SPA中的责任限制是否适用，因此正在要求超出责任限制的损害赔偿。

如果这些纠纷得不到有利的解决，不利的结果可能需要支付大量款项，超过我们的应计负债或COD后SPA下的相关限额。此类付款可能会对项目层面的现金流产生负面影响，限制对公司的分配或导致项目融资协议下的相关债务加速。公司对这些纠纷的潜在财务影响的最佳估计目前已反映在我们的财务报表和披露中。

有关进一步讨论，请参阅第1a项。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在当前或未来可能与客户进行的任何法律诉讼中不成功，我们需要支付的金额可能很大，或者我们的某些COD后SPA可能会被终止，这可能会导致我们对相关项目的所有债务加速，并对我们A类普通股的交易价格产生不利影响,附注4 –与客户订立合约的收入在项目8。—财务报表和补充数据本表格10-K，及第I部分第3项。—法律程序本表格10-K。

关键会计政策和估计

估计数的使用

按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出影响合并财务报表和附注中报告的金额的估计和假设。我们在持续的基础上评估我们的假设。我们的管理层认为，下文讨论的会计政策和估计对于理解我们的财务报表至关重要，因为它们的应用需要管理层在估计财务报告事项时做出最重要的判断，而这些事项本质上是不确定的。虽然我们认为编制合并财务报表时使用的估计是适当的，但实际结果可能与这些估计不同。

与客户订立合约的收入

我们向第三方客户销售液化天然气的合同中定义的交易价格包括固定和可变部分，包括不履约、延误或其他损害的或有付款的可变对价，这可能是公司应付的，并可能导致收入的重大逆转。对或有付款的任何估计被确认为交易价格的降低，直到未来收入的重大逆转不再可能发生或一旦不确定性得到解决。有关进一步讨论，请参阅项目8。—财务报表和补充数据—附注4 –与客户订立合约的收入本表10-K，了解更多信息。

关键会计政策

收入确认

COD后我们项目生产的大部分铭牌产能将根据长期20年合同SPA出售。我们的目标是通过长期20年SPA以及中短期合同的组合，在我们的后续项目中营销和销售预期的铭牌产能，以优化我们SPA的平均固定液化费。COD后SPA下的交付在各自LNG设施实现COD时开始，这仅发生在我们的Calcasieu项目中。根据我们的坚定启动SPA交付从合同规定的日期开始。在LNG之前的调试阶段生产的LNG

128

设施实现COD根据主SPA出售给不同的客户，可以作为单一货物或作为一段时间内要装载的多个货物，并基于执行时的现货和/或远期价格。

当我们将承诺的商品或服务的控制权转让给我们的客户，其金额反映了我们预期有权获得以换取这些商品或服务的对价时，我们确认收入。液化天然气销售收入在约定的液化天然气接收站向客户交付液化天然气的时点即法定所有权、实物占有权及所有权的风险和报酬转移给客户的时点确认。每一分子LNG被视为一项单独的履约义务。根据我们项目的液化天然气销售协议，液化天然气可能会按交货条款转让给客户，包括离岸价、DPU或DES。当LNG以离岸价格以外的条款出售时，我们产生的运输成本被视为履行成本，不是安排内的单独履约义务。该公司大部分COD后SPA以离岸价格出售。所述合同价格，包括固定和可变部分，是合同谈判时液化天然气单独售价的代表。公司的液化天然气销售协议包括可能应由公司支付的不履约、延误或其他损害的或有付款条款，并代表可变对价。对或有付款的任何估计均基于公司对最可能结果的最佳估计或预期值，具体取决于哪种方法最能预测公司在液化天然气销售协议期限内将有权获得的总净对价。由于液化天然气在液化天然气销售协议期限内交付给客户，公司作出的付款以及对或有付款的估计被确认为交易价格的降低（作为对固定液化费用的调整）。付款条件为LNG交付后30天内。

液化天然气项目早期投产期间产生的测试液化天然气的销售收益根据投产活动产生的液化天然气产量估计数确定，并确认为在建工程成本基础的减少，直至资产根据会计准则投入使用。

开发建设成本资本化

通常，开发我们的项目所产生的成本被视为开发费用，直到管理层得出结论认为相关项目的建设和完成被认为是可能的。成本主要包括与前端工程和设计工作相关的专业费用、获得必要监管批准的成本，以及与我们的项目相关的其他初步调查和开发活动。在评估概率时，我们考虑是否：（i）管理层承诺为项目建设提供资金，（ii）项目融资可用，以及（iii）存在满足必要的当地和其他政府法规的能力。某些成本在项目达到资本化所必需的标准之前资本化，这需要判断，并基于我们对实现与这些资产相关的未来收益的能力的评估。例如，当设备和材料具有替代用途并且在其他项目中可收回或用于转售时，我们已将预计将用于尚不可能的项目的设备和材料的成本资本化。我们的建筑和设备供应商安排还包含各种条款，包括保留金、绩效奖金和违约金，这些条款会影响相关成本的确认金额和时间。有关进一步讨论，请参阅项目8。—财务报表和补充数据—附注6 –物业、厂房及设备本表10-K，了解更多信息。

衍生工具

我们在合并资产负债表上以公允价值反映所有符合衍生工具定义的合约，但那些被指定并符合NPN资格的合约除外。衍生工具的公允价值变动在收益中确认，除非我们选择应用套期会计并满足ASC 815，衍生工具和套期保值中规定的标准。我们根据所有可用的事实和情况，将衍生工具指定为现金流量套期。

我们订立利率互换协议，以减轻利率变动引起的波动。我们不会将衍生品用于交易或投机目的。衍生工具在综合资产负债表上按其公允价值确认。指定为现金流量套期的衍生工具的公允价值变动在累计其他综合收益或损失或AOCL中确认，直至被套期交易影响

129

收益，此时递延损益重新分类为收益。未被指定为套期关系的衍生工具的现金流量在综合现金流量表中被归类为经营活动，除非衍生工具在开始时包含非不重要的融资要素，在这种情况下，相关现金流量被归类为融资活动。衍生资产和负债在与交易对方存在可依法强制执行的净额结算总安排时，在合并资产负债表中以净额列报。

如果衍生工具不再被预期为高度有效的套期保值，如果被套期交易不再可能发生，或者如果我们取消指定该工具为现金流量套期保值，我们将在未来的基础上终止套期会计。AOCL在取消指定时的任何收益或损失在被对冲交易影响收益的同一期间重新分类为收益，除非基础被对冲交易很可能不会发生，在这种情况下，AOCL的任何收益或损失立即重新分类为收益。进一步讨论，见项目8。—财务报表和补充数据—附注12 –衍生工具此表格10-K以获取更多信息。

所得税

我们在资产负债法下对美国联邦、州和外国所得税进行会计处理，这要求对已纳入财务报表的事件的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。在这种方法下，我们根据财务报表和资产负债的所得税基础之间的差异，使用预期差异转回当年有效的已颁布的法定税率确定所得税资产和负债。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期的期间内确认为收入。

如果这些项目很可能在我们能够实现其收益之前到期，或者如果未来的可扣除性不确定，则为递延所得税提供了估值备抵。此外，我们在确认职位以进行财务报表报告之前，在更有可能的确认门槛和计量分析下评估税务职位。

我们关于从AOCL释放所得税影响的会计政策发生在投资组合的基础上。有关进一步讨论，请参阅项目8。—财务报表和补充数据—附注14 –所得税此表格10-K以获取更多信息。

项目7a。关于市场风险的定量和定性披露

利率风险

截至2025年12月31日，我们的利率变动市场风险敞口主要与我们的浮动利率债务和投资组合有关。公司的信贷额度、期限SOFR的应计利息，加上适用的保证金。因此，利率波动将影响我们的合并财务报表。利率上升的环境将增加这些贷款的利息支付额。我们订立利率对冲安排，以管理我们在公司信贷安排下的利率风险。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的对冲目标是浮动利率债务的50%至97%。对于截至2025年12月31日和2024年12月31日的年度，假设加息100个基点将使我们的利息成本分别增加4200万美元和2600万美元。

我们的信贷安排的公允价值一般会随着利率的变动而波动，在利率下降的时期增加，在利率上升的时期减少。假设利率上升或下降100个基点不会对我们截至2025年12月31日和2024年12月31日的信贷额度的公允价值产生重大影响。

我们投资活动的首要目标是保存我们的资本，以便为我们的运营提供资金。我们不会出于交易或投机目的进行投资。我们通常将现金投资于期限较短或经常有利息重置条款的投资。因此，我们的利息收入波动

130

与短期市场状况。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的投资组合分别为3.4亿美元和15亿美元。由于我们投资组合的短期性，我们的利率风险敞口很小。

如果我们利用额外的债务融资，我们可能会产生固定或浮动利率债务或其组合。在任何此类工具的利率确定之前，我们都将面临利率变化的风险。我们还将对我们产生的任何浮动利率债务的利率变化承担风险，除非我们就任何此类风险进行利率对冲。

商品价格风险

我们面临与我们的项目建设相关的商品价格风险，我们预计在我们的项目运营期间也将面临商品价格风险，我们寻求通过我们的SPA中的某些定价机制来缓解这种风险。

就我们项目的建设而言，我们面临的商品价格风险主要与我们在执行我们的建设合同和关键业主提供设备合同之间的时间以及在采购后确定个别商品定价之间的商品波动有关。我们的可偿还EPC合同目标价格考虑了预期通货膨胀和模型融资应急以消化商品定价压力、劳动力成本增加以及相关项目建设的成本超支。我们预计商品价格风险的潜在影响将随着相关项目建设中将使用的相关商品的价格变化而波动，这些商品将主要是钢铁、铝、镍、混凝土和柴油燃料。对于我们未来的项目，如果相关项目延迟发布通知进行（或同等）并且该延迟导致合同价格调整，或者如果项目范围在合同执行后发生变化，我们可能会面临此类商品价格变化的风险。我们预计，预计每个项目将产生的调试货物收益将提供额外的应急资金，这些资金将在项目层面持有，直到实现某些生产里程碑和应急利用率得到补充。

在我们的项目开始运营之后，我们因商品价格变化而面临的市场风险将主要与我们根据SPA向出口客户收取的原料气保证金有关。根据我们现有的SPA，出口客户将支付相当于每MMBTU固定液化费用（其中包括与CPI挂钩的成分）的费用，加上每MMBTU的可变商品费用，金额相当于（取决于适用的SPA）Henry Hub天然气价格的115%或更多，旨在支付原料气和天然气运输成本的价格，也旨在支付我们的某些运营费用并部分调整通货膨胀。我们预计，我们未来签订的任何额外液化天然气合同将同样要求我们的出口客户支付每百万英热单位的固定液化费用，外加每百万英热单位的可变商品费用，金额等于或高于Henry Hub天然气价格的115%。因此，原料气价格的变化将影响我们的营业利润率。此外，我们为原料气支付的实际价格与相关LNG销售合同下用于计算可变商品费用的Henry Hub天然气价格之间可能存在差异。我们的营业利润率将受到任何此类差异的影响。

131

项目8。财务报表和补充数据

A部分—独立注册会计师事务所的报告

我们的审计师是安永会计师事务所。他们的PCAOB身份证号码是000 42 .

B部分—财务报表

132

独立注册会计师事务所的报告

致Venture Global，Inc.的股东和董事会。

对财务报表的意见

我们审计了随附的Venture Global，Inc.（本公司）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日止三个年度的相关合并经营报表、综合收益、权益变动和现金流量报表，以及索引第15（a）项所列的相关附注和财务报表附表（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公司于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日止三年期间每年的经营业绩和现金流量。

意见依据

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会（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，我们被要求对公司具有独立性。

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。公司没有被要求，我们也没有受聘执行对其财务报告内部控制的审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告内部控制，但目的不是对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表示这种意见。

我们的审计包括执行程序以评估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使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估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对财务报表的本期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计委员会，并且：（1）涉及对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。

133


						建设开发成本核算
事项说明						如综合财务报表附注2所述，公司的液化天然气（“LNG”）项目是根据施工条款和设备供应商安排进行建设的。其中某些建筑和设备供应商安排包含各种条款，包括保留金、绩效奖金和违约金，这些条款会影响相关建筑成本的确认金额和时间。截至2025年12月31日，公司在物业、厂房和设备方面的资本化成本（扣除累计折旧）净额约为466亿美元。审计公司的建筑成本涉及更大程度的审计工作，以评估这些成本的记录是否符合建筑和设备供应商协议的条款并符合美国普遍接受的会计原则（美国公认会计原则）。
我们如何在审计中处理该事项						我们的审计程序包括，除其他外，检查建筑和设备供应商安排、修订和变更单的样本，以了解关键条款和条件。我们直接与公司的主要建筑和设备供应商样本确认了这些安排的条款。对于年内在某些项目下确认的成本样本，我们检查了施工报告和其他证明文件，并向供应商提供了付款凭证，以测试它们是否按照正确的金额、正确的期间确认，并按照公司的会计政策进行了资本化。

/s/ 安永会计师事务所

我们自2020年起担任公司的核数师。

弗吉尼亚州泰森斯

2026年3月2日

134

Venture Global，INC。

合并资产负债表

（百万，共享信息除外）


	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	$	2,355	$	3,608
受限制现金	195		169
应收账款	918		364
库存，净额	253		171
衍生资产	65		154
预付费用及其他流动资产	254		93
流动资产总额	4,040		4,559
固定资产、工厂及设备，净值	46,588		34,675
使用权资产	737		602
非流动受限制现金	875		837
递延融资成本	543		384
非流动衍生资产	216		1,482
其他非流动资产	447		952
总资产	$	53,446	$	43,491

负债和权益
流动负债
应付账款	$	737	$	1,536
应计负债和其他负债	2,795		1,816
长期债务的流动部分，净额	812		190
流动负债合计	4,344		3,542
长期债务，净额	33,393		29,086
非流动经营租赁负债	696		536
递延税项负债，净额	2,320		1,637
其他非流动负债	697		794
负债总额	41,450		35,595

承付款项和或有事项（附注15）

子公司可赎回股票	1,696		1,529
股权
Venture Global，Inc.股东权益
A类普通股，面值$ 0.01 每股（ 488 百万和 2,350 截至2025年12月31日和2024年12月31日已发行和流通在外的股份分别为百万股）	4		23
B类普通股，面值$ 0.01 每股（ 1,969 百万和 0 截至2025年12月31日和2024年12月31日已发行和流通在外的股份）	20		—
额外实缴资本	2,238		512
留存收益	4,720		2,611
累计其他综合损失	( 239 )		( 249 )
Total Venture Global，Inc.股东权益	6,743		2,897
非控股权益	3,557		3,470
总股本	10,300		6,367
负债总额和权益	$	53,446	$	43,491

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

135

Venture Global，INC。

综合业务报表

（单位：百万，每股信息除外）


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

收入		$	13,769	$	4,972	$	7,897

营业费用
销售成本（不含下文单独列示的折旧和摊销）		5,920		1,351		1,684
运营和维护费用		975		589		391
一般和行政费用		433		312		224
开发费用		344		635		490
折旧及摊销		941		322		277
保险追偿，净额		—		—		( 19 )
总运营费用		8,613		3,209		3,047

经营收入		5,156		1,763		4,850

其他收入（费用）
利息收入		151		244		172
利息支出，净额		( 1,454 )		( 584 )		( 641 )
利率互换收益（损失）		( 220 )		774		174
融资交易损失		( 267 )		( 14 )		( 123 )
外币交易损失		( 3 )		—		—
其他收入总额（费用）		( 1,793 )		420		( 418 )

所得税费用前收入		3,363		2,183		4,432
所得税费用		630		437		816
净收入		2,733		1,746		3,616

减：归属于子公司可赎回股票的净利润		167		144		130
减：归属于非控股权益的净利润		36		59		805
减：VGLNG A系列优先股股息		270		68		—
归属于普通股东的净收入		$	2,260	$	1,475	$	2,681

基本每股收益
归属于普通股股东的每股净收益—基本		$	0.93	$	0.63	$	1.30
普通股加权平均数卓越—基本(a)		2,426		2,350		2,070

稀释每股收益
归属于普通股股东的每股净收益——摊薄		$	0.86	$	0.57	$	1.25
普通股加权平均数未偿还——稀释(a)		2,635		2,585		2,143

____________

(a) 见附注20 –每股盈利有关已发行普通股加权平均数的进一步讨论。

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

136

Venture Global，INC。

综合收益表

（百万）


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

净收入		$	2,733	$	1,746	$	3,616
其他综合收益
现金流量套期，净额
公允价值变动，扣除所得税优惠$ 0 , $ 0 和$ 2 ，分别		—		—		( 8 )
重新分类为收益，扣除所得税费用$ 4 , $ 3 ，和$ 1 ，分别		10		11		4
综合收入		2,743		1,757		3,612
减：归属于子公司可赎回股票的综合收益		167		144		130
减：归属于非控股权益的综合收益		36		59		803
减：VGLNG A系列优先股股息		270		68		—
归属于共同股东的综合收益		$	2,270	$	1,486	$	2,679

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

137

Venture Global，INC。

合并权益变动表

（百万）


	股东权益
	普通股						会员资本		额外实缴资本		保留收益		累计其他综合损失		股东权益总额		非控股权益
	A类			乙类
	股份	票面价值		股份	票面价值

2022年12月31日余额	—	$	—	—	$	—	$	( 690 )	$	—	$	688	$	( 184 )	$	( 186 )	$	695
净收入	—	—		—	—		—		—		2,681		—		2,681		805
股票补偿	—	—		—	—		—		( 141 )		—		—		( 141 )		17
分配	—	—		—	—		—		—		( 149 )		—		( 149 )		( 29 )
其他综合损失	—	—		—	—		—		—		—		( 2 )		( 2 )		( 2 )
Legacy VG Partners与Venture Global的合并（2023年合并）	1,969	19		—	—		1,781		152		( 1,992 )		—		( 40 )		—
购买非控股权益	381	4		—	—		( 1,091 )		508		—		( 74 )		( 653 )		( 911 )
2023年12月31日余额	2,350	$	23	—	$	—	$	—	$	519	$	1,228	$	( 260 )	$	1,510	$	575
净收入	—	—		—	—		—		—		1,543		—		1,543		59
股票补偿	—	—		—	—		—		( 7 )		—		—		( 7 )		—
就普通股宣派的股息	—	—		—	—		—		—		( 160 )		—		( 160 )		—
附属分配	—	—		—	—		—		—		—		—		—		( 59 )
其他综合收益	—	—		—	—		—		—		—		11		11		—
发行VGLNG A系列优先股，净	—	—		—	—		—		—		—		—		—		2,895
2024年12月31日余额	2,350	$	23	—	$	—	$	—	$	512	$	2,611	$	( 249 )	$	2,897	$	3,470
净收入	—	—		—	—		—		—		2,260		—		2,260		306
股票补偿	37	—		—	—		—		57		—		—		57		—
就普通股宣派的股息	—	—		—	—		—		—		( 83 )		—		( 83 )		—
附属分配	—	—		—	—		—		—		( 68 )		—		( 68 )		( 219 )
其他综合收益	—	—		—	—		—		—		—		10		10		—
A类普通股转换为B类普通股	( 1,969 )	( 20 )		1,969	20		—		—		—		—		—		—
发行A类普通股，净额	70	1		—	—		—		1,669		—		—		1,670		—
2025年12月31日余额	488	$	4	1,969	$	20	$	—	$	2,238	$	4,720	$	( 239 )	$	6,743	$	3,557

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

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Venture Global，INC。

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
净收入	$	2,733	$	1,746	$	3,616
调整净收入与经营活动净现金的对账：
衍生品（收益）损失，净额	342		( 777 )		( 174 )
衍生品结算产生的现金，净额	1,252		214		203
融资交易损失	265		15		122
递延税款	638		446		674
非现金利息支出	133		76		85
折旧及摊销	941		322		277
股票补偿	46		22		28
经营性资产负债变动情况：
应收账款	( 564 )		( 90 )		( 75 )
存货	( 61 )		( 127 )		( 18 )
预付费用及其他流动资产	( 10 )		( 2 )		( 96 )
应付账款和应计负债	873		288		( 55 )
其他，净额	( 22 )		16		( 37 )
经营活动产生的现金净额	6,566		2,149		4,550

投资活动
资本支出	( 13,365 )		( 13,717 )		( 8,091 )
购买权益法投资	( 19 )		( 106 )		( 539 )
其他投资活动	164		( 336 )		( 95 )
投资活动使用的现金净额	( 13,220 )		( 14,159 )		( 8,725 )

融资活动
发行债务和利用信贷便利	16,329		9,360		16,153
首次公开发行A类普通股	1,750		—		—
发行VGLNG A系列优先股	—		3,000		—
偿还债务	( 11,071 )		( 905 )		( 5,918 )
购买非控股权益	—		—		( 1,564 )
融资和发行费用	( 1,004 )		( 142 )		( 591 )
支付股息及附属分派	( 465 )		( 139 )		( 164 )
融资资本支出	( 76 )		( 381 )		( 108 )
其他融资活动	2		( 41 )		( 173 )
筹资活动产生的现金净额	5,465		10,752		7,635

现金，现金等价物和限制现金的净增加（减少）	( 1,189 )		( 1,258 )		3,460
期初现金、现金等价物和限制性现金	4,614		5,872		2,412
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	3,425	$	4,614	$	5,872

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

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Venture Global，INC。

合并财务报表附注

注1- 公司

Venture Global，Inc.是一家特拉华州公司，成立于2023年9月19日。如在这些合并财务报表中所使用，除非文意另有所指，提及“公司”、“我们”、“我们”和“我们的”是指Venture Global，Inc.及其合并子公司，而提及“Venture Global”是指Venture Global，Inc.，但不是其子公司。

该公司是一家液化天然气（“LNG”）公司，从事开发、建设、拥有和运营美国墨西哥湾沿岸的液化天然气生产设施和相关基础设施。Venture Global的综合业务模式涵盖天然气供应、运输、液化、出口、运输和再气化，使公司能够向全球市场输送液化天然气。

公司目前有多个LNG项目处于不同的运营、建设或开发阶段。每个液化天然气项目包括一个液化设施和出口终端以及一个或多个相关管道，这些管道与几个州际和州内管道相互连接，用于将天然气输送到相关的液化设施和出口终端。该公司还在其标准化的“设计一个，建造多个”开发模式下，利用共享基础设施，在现有站点开发扩展或“螺栓连接”项目。我们的液化天然气项目包括：


项目名称						发展阶段

Calcasieu项目						运营中
Plaquemines项目						建设和调试
Plaquemines扩建项目						发展
CP2项目						建设
CP2扩建项目						发展
CP3项目						发展

该公司还在开发和建设互补的管道系统，以支持其液化和出口项目的气体运输。此外，公司已收购并运营一支液化天然气油轮船队，通过其销售和航运业务直接向客户交付液化天然气并且有确保关键进口市场的再气化能力，以促进下游销售并增强其垂直一体化平台。

注2 – 重要会计政策摘要

列报和合并的基础

随附的合并财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的。合并财务报表包括Venture Global，Inc.及其控股子公司的账目。所有公司间交易和余额已在合并中消除。某些前期金额已重新分类，以符合本期的列报方式。除每股金额或另有说明外，表格中列示的美元金额以百万为单位。

股票拆分

于2025年1月27日，公司实施约 4,520.3317 -就其首次公开发行（“IPO”）进行的A类普通股的一次远期股票分割（“股票分割”）

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Venture Global，INC。

合并财务报表附注

于2025年1月27日完成。这些合并财务报表中的所有A类普通股股份和每股金额已进行追溯调整，以反映股票分割的影响。见附注16 –权益进一步讨论IPO。

2023年重组交易

2023年9月，Venture Global是某些重组交易（“重组交易”）的一方，据此，Venture 伙伴全球 II，LLC（“VG Partners”）当时的全资子公司、Venture Global LNG，Inc（“VGLNG”）的控股股东Venture 伙伴全球，LLC（“Legacy TERM3 Partners”）与Venture Global合并为Venture Global（“2023合并”），VG Partners收到 2.0 亿股Venture Global的A类普通股，以换取 100 其在Legacy VG Partners的股权的%。就重组交易而言，持有的非控股VGLNG股东 84,272 VGLNG已发行和流通的C系列普通股股份收 381 万股Venture Global A类普通股，以 4,520.3317 -以一股兑换其持有的VGLNG股份（“NCI收购”）。在2023年9月重组交易完成后，VGLNG普通股的所有先前股份均已清退。作为重组交易的一部分，没有兑换现金，Venture Global产生了$ 40 百万与其成立和发行其A类普通股股份有关的第三方交易费用。

2023年的合并作为共同控制下实体之间的交易入账，这代表了报告实体的变化。NCI收购被视为Venture Global在未来基础上在权益范围内的一家子公司的所有权权益发生变化。在2023年合并之前，Venture Global作为一个独立的实体，没有运营，也没有资产或负债。这些合并财务报表中包含的重组交易之前各期间的财务业绩和其他信息是在追溯基础上应用的，反映了Legacy VG Partners的情况，但每股收益除外。历史每股收益是根据 4,520.3317 -兑换比率 2.0 向VG Partners发行10亿股Venture Global的A类普通股，以换取 100 与2023年合并有关的Legacy VG Partners股权的百分比。作为NCI收购的一部分而发行的股份自重组交易之日起前瞻性地计入每股收益。见附注20 –每股盈利供进一步讨论。这些合并财务报表中包含的重组交易之前各期间的财务业绩和其他信息均反映了Legacy VG Partners的情况，但每股收益除外。

可变利益实体

当公司被确定为主要受益人时，公司拥有可变权益（“VIE”）的实体将被合并。见附注8 –权益法投资供进一步讨论。

估计数的使用

按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出影响合并财务报表和随附附注中报告金额的估计和假设。虽然管理层认为编制合并财务报表时使用的估计和假设是适当的，但实际结果可能与这些估计不同。

信用风险集中

可能使公司面临信用风险集中的金融工具主要包括与公司液化天然气销售合同相关的衍生工具和应收账款。此外，该公司在金融机构的现金余额有时可能超过联邦保险水平。公司迄今未发生与这些现金余额相关的信用损失。

衍生工具的使用使公司面临交易对手信用风险，或交易对手无法履行承诺的风险。信用风险敞口仅限于金额（如果有的话），由

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Venture Global，INC。

合并财务报表附注

衍生工具合约项下交易对手的义务超过公司对交易对手的义务。该公司通过最大限度地减少交易对手集中度、订立主净额结算安排以及通常与大型跨国金融机构进行利率掉期交易来减轻这种风险。公司认为不存在交易对手不履约的重大风险。

该公司依赖于其客户的信誉和他们在各自协议下的履约意愿。见附注23 –分部资料有关公司客户集中度的更多详细信息。

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。公司现金及现金等价物、受限制现金、应收账款、应付账款和应计及其他负债的账面价值由于期限较短，与公允价值相近。公司将公允价值计量指引应用于合并资产负债表中现金及现金等价物、衍生资产、非流动衍生资产、应计及其他负债和其他非流动负债细列项目中包含的金融资产和负债。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优先顺序的术语。在确定公允价值时，公司优先考虑在可获得的情况下使用可观察的市场数据。资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低输入值划分为公允价值层级：

•第1级：相同资产或负债在活跃市场的报价

•第2级：对资产或负债直接或间接可观察到的活跃市场中报价以外的输入

•第3级：市场上无法观察到的输入

第2级和第3级之间的转移是由于用于确定公允价值的不可观察输入值的重要性发生变化，并在其发生的报告期开始时确认。有关进一步讨论，请参阅附注13 –公允价值计量。

现金及现金等价物

公司认为货币市场基金、商业票据和购买时原始期限为三个月或更短的所有高流动性投资为现金等价物。

受限制现金

公司持有某些金融工具，根据某些合同安排的条款，这些金融工具仅限于提取和使用。这些金额与合并资产负债表中的现金和现金等价物分开列报。有关进一步讨论，请参阅附注3 –受限制现金。

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合并财务报表附注

收入确认

公司在将承诺的商品或服务的控制权转让给客户时确认收入，其金额反映了公司预期有权获得以换取这些商品或服务的对价。销售LNG的收入在约定的LNG接收站LNG交付给客户的时点即法定所有权、实物占有权以及所有权的风险和报酬转移给客户的时点确认。每一分子LNG被视为一项单独的履约义务。公司设施生产的液化天然气通过直接从公司项目或通过其销售和运输业务以离岸价（“离岸价”）、就地卸货交付（“DPU”）或离船交付（“DES”）的方式销售给客户。当LNG以离岸价格以外的条款出售时，公司产生的运输成本被视为履行成本，而不是安排内的单独履约义务。公司的大部分商业后运营日期（“COD”）SPA以离岸价格出售。所述合同价格，包括固定和可变部分，是合同谈判时液化天然气单独售价的代表。付款条件为LNG交付后30天内。

液化天然气项目早期投产期间产生的测试液化天然气的销售收益（“测试液化天然气销售”）根据投产活动产生的液化天然气产量估计数确定，并确认为在建工程成本基础的减少，直至资产根据会计准则投入使用。

应收账款

应收账款报告为扣除任何当前预期信用损失后的净额。当前预期信用损失根据交易对手信用价值、过去事件、当前状况和合理、可支持的预测考虑损失风险。截至2025年12月31日或2024年12月31日，没有信贷损失准备金。

存货

存货由LNG存货构成，包括在途库存、备件及材料、公司LNG油轮的船舶燃料等，按加权平均成本与可变现净值孰低确认。液化天然气库存包括直接为生产液化天然气而发生的所有成本，并在转移给客户时确认为销售成本，或者如果与测试液化天然气销售相关，则确认为在建工程成本基础的一部分。备件、备料按消耗时计入运行维护费用。

物业、厂房及设备

物业、厂房及设备按成本减累计折旧确认。某些资产经历了一个调试过程，在此过程中，液化天然气作为测试液化天然气生产和销售。在资产按照会计准则投入使用之前，测试LNG销售的净利率，包括销售收益和生产成本，被视为在建工程的减少。折旧在资产的预计使用寿命内采用直线折旧法计算。码头资产按其估计可使用年限或适用租赁期限中较短者按直线法折旧。建设、购置、调试活动的支出以及显着延长资产使用寿命或增加资产功能和/或容量的成本被资本化。这包括计划中的重大维护项目的直接支出，例如但不限于按规定的时间间隔进行的计划中的涡轮机大修。每当有事件或情况变化表明资产的账面值可能无法收回时，管理层就对物业、厂房及设备进行减值测试。

在建工程

在建工程是指主要与公司基本建设项目建设相关的项目开发建设成本的累计。一旦认为相关项目很可能建设，公司将项目开发成本资本化。就建造物业、厂房及设备而取得的债务所产生的利息及其他相关费用按建设期间中较短者予以资本化

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Venture Global，INC。

合并财务报表附注

或相关债务期限。购置可能的基本建设项目主要设备部件发生的费用，在公司取得设备所有权时确认为在建工程。在建工程不确认折旧费用，直至相关资产按照会计准则完工并投入使用。

预付设备和工程款

预付设备和工程款是指就尚未交付的资本项目的某些主要设备部件向供应商支付的金额、购买液化天然气油轮的预付款（其中油轮的所有权直到交付之日才转移给公司）、就尚未提供的服务向承包商支付的金额，以及在相关项目被认为很可能建造或完成之前采购并具有替代用途的设备。根据某些协议的条款，当相关进度里程碑由各自的供应商或承包商完成时，公司必须按照规定的里程碑付款时间表进行付款。建筑和设备供应商协议还包含影响相关成本确认金额和时间的各种条款，包括保留金、绩效奖金和违约金。在公司取得资产所有权之前，付款在支付或成为应付对价时资本化以垫付设备和工程款。一旦提供服务或相关资产收到或所有权被公司取得，这些金额将转入在建工程。

项目开发成本

通常，开发公司项目所产生的成本被视为开发费用，直至管理层得出结论认为相关项目很可能建设和完成。这些费用主要包括与早期工程和设计工作相关的专业费用、获得必要的监管批准和许可的费用，以及与项目相关的其他初步调查和开发活动。管理层对项目的概率结论基于的因素包括但不限于实现或有能力实现某些关键的项目开发里程碑，包括酌情获得适当的监管批准和许可、确保设备和施工合同以及确保充分的融资安排。

通常，在开发的初步阶段资本化的成本包括土地购置成本、一定的环境信用、为准备设施以达到其预期用途所必需的租赁物改良成本，以及与第三方发生的建设相关活动的直接成本。这包括早期采购设备的直接可识别的成本，这些设备很可能是在相关项目被认为很可能建设或完成之前获得的，并且具有替代用途。

有关公司物业、厂房及设备的进一步讨论，请参阅附注6 –物业、厂房及设备。

租约

公司在开始时确定一项安排是否为或包含租赁。当一项安排是或包含一项租赁时，公司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合并资产负债表中确认为租赁负债，代表未来租赁付款的义务，使用权资产，代表在租赁期内使用基础资产的权利。经营和融资租赁负债和使用权资产一般按租赁期内租赁付款额的现值确认。在确定租赁付款的现值时，公司使用租赁中的隐含利率，如果易于确定。在没有容易确定的隐含利率的情况下，公司使用承租人的增量借款利率对其预期的未来租赁付款进行贴现。增量借款利率是对承租人在与租赁期限类似的期限内以抵押方式借款所需支付的利率的估计。公司船舶的租赁和非租赁部分合并计算使用权资产和租赁负债。续租选择权包含在租赁期内，仅在其被确认为使用权资产和租赁负债的一部分的情况下

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Venture Global，INC。

合并财务报表附注

有理由肯定会被行使。因可变指数变动而对租赁付款作出的调整被视为可变租赁成本，并在发生期间确认。

经营租赁费用在租赁期内按直线法确认。融资租赁费用在租赁期内按直线法确认使用权资产的摊销和采用实际利率法确认的租赁负债利息。初始期限为12个月或以下的租赁不在综合资产负债表中确认，并按直线法计入费用。有关进一步讨论，请参阅附注7 –租赁.

递延融资成本

递延融资成本指与尚未完全提取的营运资金融资和定期贷款有关的债务发行成本。递延融资成本在营运资金融资或未提取定期贷款的可用期内按直线法摊销至利息费用。一旦一笔定期贷款被完全提取，其相关的未摊销递延融资成本将在长期债务中重新分类为反向负债，在综合资产负债表上为净额，并在债务的剩余期限内使用实际利率法摊销为利息费用。

权益法投资

对公司有能力对经营和财务政策施加重大影响但不具有控制权的实体的投资，采用权益会计法核算。在应用权益会计法时，投资最初按成本确认，随后根据公司在收益、亏损和分配中所占的比例进行调整。这些投资在公司合并资产负债表的其他非流动资产内确认。有关进一步讨论，请参阅附注8 –权益法投资.

路权

公司获得在第三方拥有的土地或控制的水体上建设、运营和维护其管道的永久权利。获得这些权利的成本在合并资产负债表的其他非流动资产中作为无限期无形资产资本化。这些资产不确认摊销，因为通行权是永久的。

衍生工具

公司将符合衍生工具定义的所有合同（指定并符合正常购买正常销售（“NPN”）条件的合同除外）在综合资产负债表上以公允价值反映为资产或负债。衍生工具的公允价值变动在收益中确认为销售成本、开发费用或利率掉期的收益（损失），除非公司选择应用套期会计并符合ASC 815中规定的标准，衍生品和套期保值.公司根据所有可用的事实和情况指定衍生工具作为现金流量套期。

公司订立利率互换协议以减轻利率变动引起的波动，并就向其项目供应原料气订立天然气远期采购合同（“天然气供应合同”）。公司不会将衍生工具用于交易或投机目的。衍生工具在综合资产负债表上按公允价值确认。

指定为现金流量套期的衍生工具的公允价值变动在累计其他综合损失（“AOCL”）中确认，直至被套期交易影响收益，此时递延损益重新分类为收益。未被指定为套期关系的公司衍生工具的现金流量在合并现金流量表中被分类为经营活动，除非衍生工具在开始时包含非不重要的融资要素，在这种情况下，相关现金流量被分类为融资活动。衍生资产和负债在合并报表上以净额列示

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合并财务报表附注

与交易对手存在可依法强制执行的净额结算总安排时的资产负债表。有关进一步讨论，请参阅注12 –衍生工具。

如果衍生工具不再被预期为高度有效的套期保值，如果被套期交易不再可能发生，或者如果公司取消指定该工具为现金流量套期保值，公司将在未来基础上终止套期会计。AOCL在取消指定时的任何收益或损失在被对冲交易影响收益的同一时期重新分类为收益，除非基础被对冲交易很可能不会发生，在这种情况下，AOCL的任何收益或损失立即重新分类为收益。

公司对其所有金融工具进行评估，以确定这些工具是否是独立衍生工具，或者它们是否包含符合嵌入式衍生工具的特征。如果一项工具包含多个需要单独核算的嵌入特征，则这些嵌入特征作为一个单独的、复合的嵌入衍生工具捆绑在一起，与主合同分开核算。

应付账款和应计及其他负债

公司在合并资产负债表中将来自运营和建筑供应商的开票金额确认为应付账款。综合资产负债表上的应计负债和其他负债主要指拖欠公司供应商但尚未开具发票的金额、应计利息、应计补偿成本以及应计股息和分配。有关进一步讨论，请参阅附注9 –应计负债和其他负债。

资产报废义务（“ARO”）

公司在发生报废资产的法定义务（即在建造资产时）并且可以对公允价值作出合理估计时，以公允价值确认ARO的负债。ARO负债在合并资产负债表上分类为其他非流动负债，相关长期资产的账面值相应增加。ARO会定期调整，以反映由于对预期未来现金流量的估计时间或金额进行修订而导致的债务估计现值的变化。债务清偿后，公司消除负债，并根据实际退休成本，可能产生收益或损失。有关进一步讨论，请参阅附注10 –资产报废义务.

子公司可赎回股票

合并资产负债表上子公司的可赎回股票代表公司子公司Calcasieu Pass Funding，LLC（“Calcasieu Funding”）因发行CP Funding可赎回优先股而产生的净资产中的第三方权益，如在附注17 –附属公司可赎回股票 .第三方有权在发生不完全在公司控制范围内的事件时将其权益赎回为现金，因此子公司的可赎回股票在合并资产负债表中被归类为永久股权之外的夹层股权。余额按其按合同规定的分配金额调整后的当期赎回价值列账，该分配金额在每个报告期确认为归属于子公司可赎回股票的净利润关于合并经营报表。

非控股权益

合并资产负债表上的非控制性权益指合并子公司的净资产中不属于公司所有的部分。非控制性权益在综合资产负债表上确认为权益的单独组成部分，并酌情按非控制性权益、分配、以及所有权权益变动应占收益或其他全面收益（亏损）的金额进行调整。子公司所有权发生变更而控股财务权益得到保留的，作为控股权益与非控股权益之间的股权交易进行会计处理。即使非控股权益的基础已降至零，亏损仍归于非控股权益。有关进一步讨论，请参阅附注18 –非控股权益.

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合并财务报表附注

营业费用

销售成本由确认为收入的与生产液化天然气相关的直接成本组成。它包括采购和运输用于生产液化天然气（也称为原料气）的天然气的成本，不包括折旧和摊销，在综合经营报表中单独列示。销售成本还包括公司某些天然气供应合同的公允价值变动，这些合同被确认为衍生工具，在液化天然气设施开始生产液化天然气后仍未履行。

运营和维护费用主要包括与公司项目运营和维护直接相关的不可资本化成本，包括人员成本、维护中使用的备件和消耗品成本、土地租赁费用、ARO增值费用、某些法律费用和与项目相关的信息技术费用。运营和维护费用还包括与运营公司的液化天然气油轮相关的成本，包括维护成本、燃料和为油轮配备人员的成本。维护和维修的支出——不包括计划中的重大维护项目的支出——通常在发生时计入费用。

一般和行政费用主要包括与公司项目的运营或开发不直接相关的成本，例如公司的企业支持职能包括执行管理、信息技术（包含在运营和维护费用中的与项目相关的直接IT成本除外）、人力资源、法律和财务。

开发费用主要包括在管理层认为相关项目很可能建设和完成之前开发项目所产生的成本，以及在其他方面无法通过其他项目或转售收回的成本。这些费用主要包括工程和设计费用以及其他与开发和建设相关的成本，前提是这些支出不符合资本化标准。开发费用还包括被确认为衍生工具的某些天然气供应合同的公允价值变动，这些合同在设施首次生产液化天然气之前尚未执行。

股票补偿

公司采用公允价值法核算股票薪酬。授予日归属于股票期权的公允价值根据Black-Scholes期权定价模型计算，并在授予的归属期内按直线法摊销至费用。没收在发生时即被确认。有关进一步讨论，请参阅附注19 –以股票为基础的薪酬.

所得税

就所得税而言，该公司被视为一家公司。在重组交易之前，就所得税而言，公司被视为合伙企业。该公司税务状况的变化并未对其所得税产生实质性影响。

公司采用资产负债法核算所得税，需要对已纳入财务报表的事件的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。在这种方法下，公司根据财务报表与资产负债所得税基础之间的差异，采用预期差异转回当年有效的已颁布法定税率确定所得税资产和负债。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期的期间内确认为收入。公司释放AOCL所得税影响的会计政策以投资组合为基础发生。

如果这些项目很可能在公司能够实现其利益之前到期，或者如果未来的可扣除性不确定，则为递延所得税提供估值备抵。此外，该公司在一个可能性更大的确认门槛和衡量分析下评估税务状况

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合并财务报表附注

在确认职位以进行财务报表报告前。有关进一步讨论，请参阅附注14 –所得税.

每股收益

每股基本净收入的计算方法是，将归属于普通股股东的净收入除以该期间已发行普通股的加权平均数。稀释后的每股净收益是通过将所有潜在稀释性证券（包括已发行的股票期权）生效来计算的。有关进一步讨论，请参阅附注20 –每股盈利。

注3 – 受限现金

下表汇总了受限制现金的构成部分：


	12月31日，
	2025		2024

当前受限现金
偿债准备金	$	121	$	141
其他项目储备	74		28
当前受限现金总额	$	195	$	169

非流动受限制现金
建设储备	$	770	$	611
偿债准备金	105		226
非流动受限制现金总额	$	875	$	837

下表提供了合并资产负债表内报告的现金、现金等价物和受限现金与合并现金流量表的对账：


	12月31日，
	2025		2024

现金及现金等价物	$	2,355	$	3,608
当前受限现金	195		169
非流动受限制现金	875		837
现金、现金等价物和限制性现金根据合并现金流量表	$	3,425	$	4,614

注4 – 与客户订立合约的收入

公司已就向第三方客户销售液化天然气订立多项合同。我们的设施生产的液化天然气直接从我们的项目或通过我们的销售和运输业务以离岸价、DPU或DES为基础销售给公司的客户。公司销售协议下的液化天然气销售价格结构一般包括（i）固定的液化费，其中一部分每年根据通货膨胀进行调整；（ii）至少等于 115 每百万英热单位（“MMBTU”）的Henry Hub百分比；以及（iii）运输费，如果按DPU出售。该公司的一些DES销售协议采用包括运输在内的单一销售价格，并与外国天然气市场挂钩，例如所有权转让设施指数（“TTF”）或日本韩国标记指数（“JKM”）。

公司液化天然气销售协议项下的固定液化费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气货物交付而欠公司的金额。可变商品费用部分是一般仅在交付液化天然气时才应支付给公司的金额。公司的液化天然气销售协议包括可能由公司应付的不履约、延误或其他损害的或有付款条款，并代表可变对价。对或有项目的任何估计

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合并财务报表附注

付款基于公司对最可能结果的最佳估计或预期值，取决于哪种方法最能预测公司在液化天然气销售协议期限内将有权获得的总净对价。由于液化天然气在液化天然气销售协议期限内交付给客户，公司作出的付款以及对或有付款的估计被确认为交易价格的减少（作为对固定液化费用的调整）。

与或有付款估计相关的负债限于从客户（即已履行的履约义务）获得超过已确认交易价格的任何权利，直到围绕该义务的不确定性，包括其价值得到解决。直到从客户收到的对价超过分配给已履行履约义务的交易价格，或有付款成为固定财务义务时，才对或有付款的估计确认负债，以较早者为准。

在相关项目或其阶段之前生产、达到COD的LNG在执行时按现行市场或远期价格根据短期或中期LNG委托销售协议出售。相关项目或其阶段达到COD后生产的大部分LNG将在长期销售 20年 COD后水疗中心。

2025年4月15日，Calcasieu项目申报了COD，并开始根据其COD后SPA向其客户销售LNG。Calcasieu项目COD后SPA以离岸价格交付，这意味着在客户在项目设施提货时，液化天然气的所有权就转移了。

下表汇总了与客户签订的合同所赚取的收入的分类：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

LNG收入		$	13,687	$	4,947	$	7,875
其他收入		82		25		22
总收入		$	13,769	$	4,972	$	7,897

分配给未来履约义务的交易价格

由于公司的许多销售合同具有长期期限，公司根据合同有权获得其尚未确认为收入的重大未来对价。下表披露了分配给尚未履行的具有法律效力的可执行销售协议履约义务的交易价格总额，包括可变对价，不包括预期期限为一年或一年以下合同的所有履约义务（以十亿美元计）：


	2025年12月31日
	未满足的交易价格(a)		加权平均识别择时（年）

LNG收入	$	299.5	19.6 年

_____________

(a)交易价格的一部分基于截至2025年12月31日的预测Henry Hub指数。

在估计分配给未来履约义务的交易价格时作出重大判断。其中包括i）对公司各自项目何时达到COD和COD后SPA开始的最佳估计，目前预计Plaquemines项目的第一和第二阶段分别发生在2026年和2027年，CP2项目的第一阶段发生在2029年，以及ii）降低交易价格以反映管理层对可变对价的最佳估计。这一变量考虑与四个与Calcasieu Project COD后SPA客户的未决争议，这些客户声称Calcasieu项目在各自的COD后SPA下延迟申报COD。

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合并财务报表附注

2025年10月，在与BP Gas Marketing Limited（“BP”）的仲裁程序中发布了部分最终裁决。部分最终裁决未涉及补救措施，将在单独的损害赔偿听证会上确定。预计最终裁决将在听证会的损害赔偿部分之后发布。基于部分最终裁决的条款，公司预计最终裁决将不会受到BP COD后SPA中的卖方总责任限制的约束。英国石油公司寻求的补救措施包括从$ 3.7 十亿到可能超过$ 6.0 亿，以及利息、成本和律师费。该公司认为，英国石油公司的损害赔偿理论和计算没有依据，根据COD后SPA的明确条款，包括对法庭管辖权限的明确限制，英国石油公司要求的损害赔偿数额是无法追回的，尽管无法保证听证会损害赔偿部分的结果。

三个 Calcasieu项目的其他客户正在争论公司COD后SPA中的责任限制是否适用，因此正在索赔损害赔偿，包括超出责任限制的金额。公司认为与这些其他客户的纠纷受制于$ 595 适用的COD后SPA下的百万。

注5 – 存货

下表汇总了库存的构成部分：


	12月31日，
	2025		2024

备件和材料	$	159	$	89
液化天然气	56		36
液化天然气在途	24		36
其他	14		10
库存总额，净额	$	253	$	171

注6 – 物业、厂房及设备

下表列示不动产、厂房和设备的构成部分，净额及其估计使用寿命（以年为单位）：


		12月31日，
	预计使用寿命	2025		2024

终端和互联管道设施(a)	7 - 48	$	32,651	$	18,698
在建工程	不适用	7,641		10,773
先进设备和工程款	不适用	5,541		4,733
液化天然气罐车	25	1,780		630
其他(b)	2 - 35	711		633
按成本计算的不动产、厂房和设备总额		48,324		35,467
累计折旧		( 1,736 )		( 792 )
不动产、厂房和设备共计，净额		$	46,588	$	34,675

____________

(a)截至2025年12月31日止年度，公司确定有合理把握行使若干选择权以续签多项土地租约，从而延长剩余的租期，因此延长了先前受其所附土地租约条款限制的码头资产的估计可使用年限。这导致了$ 185 百万减少折旧费用，或$ 0.08 和$ 0.07 截至2025年12月31日止年度每股基本盈利及摊薄盈利分别增加。见附注7 –租赁供进一步讨论。

(b)包括融资租赁资产、建筑物、土地，不计提折旧。见附注7 –租赁供进一步讨论。

截至2025年12月31日止年度，CP2项目被视为很可能建设完成。与码头开发和建设相关的后续成本及相关

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合并财务报表附注

管道，包括可资本化利息，已资本化为在建工程或先进设备付款。

2025年5月和2025年7月，公司分别收购了Kagami 1和Kagami 2的剩余股权所有权权益。这些购买被前瞻性地确认为分别名为Venture Acadia和Venture Creole的液化天然气油轮的资产收购。见附注8 –权益法投资供进一步讨论。

截至2025年12月31日止年度，公司确认$ 69 百万净收益，扣除原料气成本后，来自Test LNG销售，作为Plaquemines项目LNG接收站成本基础的减少。

截至2025年12月31日，$ 24.9 十亿，代表Plaquemines项目物业、厂房及设备的一部分，已根据适用的会计指引投入服务。Plaquemines项目仍在建设中，并正在进行其计划的调试计划，以满足实现适用合同所定义的商业运营所需的要求。根据适用的会计准则，与这些努力相关的成本要么资本化，要么费用化。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，该公司拥有$ 209 百万美元 145 百万，分别是与用于建设、运营和维护其管道的永久路权相关的成本。这些权利在合并资产负债表的其他非流动资产中作为无限期无形资产资本化。

下表列示在综合经营报表中确认的折旧费用：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

折旧费用		$	930	$	316	$	273

注7 – 租约

经营租赁主要包括租赁的土地、液化天然气罐车以及办公空间和设施。融资租赁主要包括租赁的海运船只和一座桥梁。

截至2025年12月31日止年度，公司确定有合理把握行使若干选择权以续签多项土地租约，从而延长剩余租期。这被确认为租赁修改，导致使用权资产增加，以换取经营租赁负债$ 88 百万。

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合并财务报表附注

下表列示合并资产负债表中使用权资产和租赁负债的细目分类：


		12月31日，
	行项目	2025		2024

使用权资产—经营性	使用权资产	$	737	$	602
使用权资产—财务	固定资产、工厂及设备，净值	286		279
使用权资产总额		$	1,023	$	881

当前经营租赁负债	应计负债和其他负债	$	62	$	81
当前融资租赁负债	应计负债和其他负债	9		10
非流动经营租赁负债	非流动经营租赁负债	696		536
非流动融资租赁负债	其他非流动负债	249		248
租赁负债总额		$	1,016	$	875

公司的租赁成本在与租赁的基本性质一致的各个细列项目中列报。下表列出综合业务报表所列租赁费用总额的构成部分。


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

经营租赁成本		$	133	$	97	$	49
融资租赁成本		36		29		17
总租赁成本		$	169	$	126	$	66

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：


截至12月31日止年度，	经营租赁		融资租赁

2026	$	106	$	30
2027	76		27
2028	55		26
2029	56		26
2030	55		26
此后	2,262		400
租赁付款总额	$	2,610	$	535
减：利息	( 1,852 )		( 277 )
租赁负债现值	$	758	$	258

下表列示了公司经营租赁和融资租赁的加权平均剩余租赁期限（年）及加权平均折现率：


	12月31日，
	2025		2024
	经营租赁	融资租赁	经营租赁	融资租赁

加权-平均剩余租期	31.6	20.3	19.2	20.9
加权平均贴现率	7.7 %	8.4 %	7.8 %	8.6 %

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合并财务报表附注

注8 – 权益法投资

下表列示了权益法投资所有权权益和账面价值：


	2024年12月31日
权益法投资	所有权利息	携带价值

Kagami 1	39 %	$	164
Kagami 2	39 %	163
合计		$	327

Kagami公司

2023年，公司开始收购Project Kagami 1 Limited（“Kagami 1”）和Project Kagami 2 Limited（“Kagami 2”，连同Kagami 1，“Kagami Companies”）的股权。Kagami公司各自购买了一 LNG油轮。权益法投资在其他非流动资产内确认并由销售及运输报告分部持有。

2025年5月和2025年7月，公司通过一系列交易分别完成了对Kagami 1和Kagami 2的全部股权所有权权益的收购，收购总价为$ 540 百万。在收购之前，Kagami 1和Kagami 2是可变利益实体，由于公司缺乏作出重大决策的权力，因此公司不是其中的主要受益人，因此被确认为权益法投资。截至2025年12月31日，Kagami 1和Kagami 2持有的LNG油轮被确认为不动产、厂房和设备。见附注6 –物业、厂房及设备供进一步讨论。

注9 – 应计负债和其他负债

应计负债和其他负债的组成部分包括：


	12月31日，
	2025		2024

应计建筑和设备费用	$	819	$	620
应计利息	534		361
应计天然气采购	892		267
应计赔偿	232		191
衍生负债	104		13
应计股息和分配	—		95
其他	214		269
应计负债和其他负债合计	$	2,795	$	1,816

153

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合并财务报表附注

注10 – 资产报废义务

下表汇总了公司资产报废义务的构成部分：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024

截至1月1日的期初余额	$	502	$	411
发生的负债	22		63
吸积费用	23		28
修订估计现金流量的时间安排(a)	( 339 )		—
截至12月31日的期末余额	$	208	$	502

_____________

(a) 于截至2025年12月31日止年度，公司确定有合理把握行使若干选择权以续期多项土地租约，从而延长余下的租期。就延期而言，公司修订了某些资产报废义务的估计结算日期。

注11 – 债务

下表汇总了未偿债务：


			12月31日，
	成熟度	加权平均息率	2025		2024

固定费率：
VGLNG优先有担保票据	2028 - 2032	8.716 %	$	11,000	$	11,000
VGCP高级有担保票据	2029 - 2033	4.441 %	4,750		4,750
VGPL高级有担保票据	2030 - 2036	6.780 %	9,500		—
其他固定利率债务(a)	2029	7.600 %	84		84
浮动利率：
Calcasieu Pass信贷便利	2026		806		997
Plaquemines信贷便利	2029		2,683		12,720
CP2信贷便利	2032		1,860		—
CP2控股EBL设施	2028		3,000		—
Blackfin信贷便利	2030 - 2032		1,129		—
未偿债务总额			34,812		29,551
减：未摊销债务折价、溢价和发行费用			( 607 )		( 275 )
未偿债务总额，净额			34,205		29,276
减：长期债务流动部分，净额			( 812 )		( 190 )
长期债务总额，净额			$	33,393	$	29,086

____________

(a)由公司财产的第一优先权益担保。

154

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合并财务报表附注

截至2025年12月31日，未偿债务的合同年度到期总额如下：


截至12月31日止年度，	合同期限

2026	$	817
2027	310
2028	5,502
2029	6,491
2030	4,364
此后	17,328
合计	$	34,812

固定利率债

VGLNG优先有担保票据

VGLNG优先有担保票据由VGLNG和未来担保人（如有）的几乎所有现有和未来资产的第一优先担保权益以同等权益作担保。此外，VGLNG已将其在某些重要直接子公司的会员权益作为抵押品，以担保其在VGLNG优先有担保票据下的义务。VGLNG可按相应的管理契约中规定的特定价格，加上截至赎回之日的应计利息（如有），赎回全部或部分VGLNG优先有担保票据。

VGCP高级有担保票据

Venture Global Calcasieu Pass，LLC（“VGCP”）在VGCP优先担保票据下的义务由TransCameron Pipeline，LLC（“TCP”）提供担保，并在同等基础上由为Calcasieu Pass信贷融资提供担保的资产的第一优先担保权益提供担保。VGCP可按相应管辖契约中规定的特定价格，加上截至赎回之日的应计利息（如有），赎回全部或部分VGCP优先有担保票据。

VGPL高级有担保票据

2025年4月，Venture Global Plaquemines LNG，LLC（“VGPL”）发行$ 2.5 亿优先有担保票据本金总额，分两个系列发行：（i）一系列 7.500 2033年到期、本金总额为$ 1.25 亿元（“VGPL 2033票据”）和（ii）一系列 7.750 % 2035年到期的优先担保票据，总额为$ 1.25 亿（“VGPL 2035 Notes”）。2025年7月，VGPL发行$ 4.0 亿优先有担保票据本金总额，分两个系列发行：（i）一系列 6.500 2034年到期、本金总额为$ 2.0 亿元（“VGPL2034年1月票据”）和（ii）一系列 6.750 2036年到期、本金总额为$ 2.0 亿（“VGPL 2036票据”）。2025年12月，VGPL发行$ 3.0 亿优先有担保票据本金总额，分两个系列发行：（i）一系列 6.125 %于2030年到期的高级有担保票据总额为$ 1.75 亿元（“VGPL2030年票据”）和（ii）一系列 6.500 % VGPL 2034票据合计$ 1.25 亿（“VGPL2034年6月票据”）。就发行VGPL高级有担保票据而言，VGPL产生了累计债务发行费用$ 187 百万主要与将在票据期限内摊销的贷方费用有关。

就发行VGPL高级有担保票据而言，VGPL按比例结算了其利率掉期的一部分，该部分对冲了Plaquemines信贷便利的可变利息，用于现金收益$ 1.1 十亿。见附注12 –衍生工具供进一步讨论。发行VGPL优先有担保票据的收益和掉期违约收益用于预付$ 10.4 Plaquemines Construction Term Loan下的10亿未偿还贷款以及支付与发行相关的成本。预付款项

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被记为部分债务清偿导致$ 226 截至2025年12月31日止年度融资交易亏损百万。

VGPL优先有担保票据项下VGPL的义务由Venture Global Gator Express，LLC（“Gator Express”）提供担保，并在同等基础上由为Plaquemines信贷融资提供担保的资产的第一优先担保权益提供担保。VGPL可按相应监管契约中规定的特定价格，加上截至赎回之日的应计利息（如有），赎回全部或部分VGPL优先有担保票据。

浮动利率债— LNG项目

以下是截至2025年12月31日我们的液化天然气项目未偿还的承诺信贷额度摘要：


	卡尔卡西厄山口信贷便利(a)				普拉克明信贷便利(b)				CP2信贷便利（c）
	Calcasieu Pass建设定期贷款		Calcasieu Pass营运资金融资		Plaquemines建筑定期贷款		Plaquemines营运资金融资		CP2建设定期贷款		CP2 营运资金便利		CP2控股EBL设施（d）

承诺总额	$	5,477	$	555	$	12,948	$	2,100	$	11,250	$	850	$	3,000

减：
未清余额	806		—		2,529		154		1,860		—		3,000
预付承付款或终止	4,671		—		10,419		—		—		—		—
签发的信用证	—		276		—		1,309		—		110		—
可用承诺	$	—	$	279	$	—	$	637	$	9,390	$	740	$	—

优先排序	高级有保障		高级有保障		高级有保障		高级有保障		高级有保障		高级有保障		高级有保障
未偿余额利率	SOFR +		SOFR +		SOFR +		SOFR +		SOFR +		SOFR +		SOFR +
	2.475 % 到 2.975 %		2.475 % 到 2.975 %		1.975 % 到 2.625 %		1.975 % 到 2.625 %		2.250 % 到 2.750 %		2.250 % 到 2.750 %		3.500 %
	或		或		或		或		或		或		或
	基本费率+		基本费率+		基本费率+		基本费率+		基本费率+		基本费率+		基本费率+
	1.375 % 到 1.875 %		1.375 % 到 1.875 %		0.875 % 到 1.375 %		0.875 % 到 1.375 %		1.250 % 到 1.750 %		1.250 % 到 1.750 %		2.500 %
未提取余额的承诺费	0.831 % 到 1.006 %		0.831 % 到 1.006 %		0.656 % 到 0.831 %		0.656 % 到 0.831 %		0.788 % 到 0.963 %		0.788 % 到 0.963 %		不适用

____________

(a)VGCP作为借款人的义务由TCP担保，并由VGCP和TCP几乎所有资产以及这些公司的所有成员权益的第一优先留置权担保。

(b)VGPL作为借款人的义务由Gator Express提供担保，并由VGPL和Gator Express几乎所有资产以及这些公司的所有会员权益的第一优先留置权担保。

（c）CP2作为借款人的义务由CP2 Procurement和CP Express提供担保，并由CP2、CP2 Procurement和CP Express的几乎所有资产以及这些公司的所有成员权益的第一优先留置权担保。

（d）CP2 Holdings作为借款人已将其所有资产作为抵押品，以担保其在CP2 Holdings EBL融资项下的义务。

CP2桥梁设施

2025年5月，Venture Global CP2 LNG，LLC（“CP2”）作为借款人，CP2 Procurement，LLC（“CP2 Procurement”）和Venture Global CP Express，LLC（“CP Express”）作为担保人，订立$ 3.0 亿元CP2桥梁设施，包括一个$ 2.8 亿元延迟提款过桥贷款工具（“CP2过桥贷款工具”）和$ 175 百万利息储备工具（“CP2利息储备工具”）。CP2桥梁设施下的借款在债务期限内按设定的保证金利率计息，再加上公司选择的SOFR或基数

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率。SOFR-based贷款的设定保证金率为 3.500 %，基准利率贷款设定的保证金率为 2.500 %.公司还发生了承付费用为 35 CP2桥梁设施未提取可用承诺的设定保证金率的百分比。就发行CP2桥梁设施而言，CP2产生了债务发行费用$ 95 百万主要与将在信贷融资期限内摊销的贷方费用有关。

2025年7月，公司全额预付了$ 1.1 CP2桥梁设施项下的未偿余额10亿美元，使用CP2控股EBL设施的收益就CP2项目第一阶段的FID订立，下文将讨论。在预付款项总额中，$ 308 百万作为债务清偿和$ 777 百万作为债务修改入账。这导致注销$ 25 百万先前资本化的递延发行费用和$ 16 截至2025年12月31日止年度在综合经营报表中确认为融资交易损失的支付给已终止贷款人的费用百万。

CP2项目1期的FID

2025年7月，CP2项目1期实现FID，公司获得$ 15.1 亿的项目融资。该公司通过其子公司CP2 Holdings签订了$ 3.0 亿元CP2控股EBL设施。此外，CP2作为借款人，CP2采购公司和正大快运作为担保人，订立了$ 12.1 亿元合计高级担保CP2信贷便利。关于这些交易的更多细节如下。

CP2控股EBL设施

2025年7月，CP2 LNG Holdings，LLC（“CP2 Holdings”）作为借款人订立$ 3.0 十亿总担保信贷额度，包括一美元 2.8 十亿有担保股权过桥信贷工具（“CP2股权过桥工具”）和一个$ 191 百万三年担保利息储备信贷便利（“CP2利息储备便利”，与CP2股权过桥便利一起称为“CP2控股EBL便利”）。就发行CP2 Holdings EBL设施而言，CP2 Holdings产生了债务发行费用$ 95 百万主要与新的和修改后的贷款人费用有关，这些费用在信贷融资期限内摊销。项目融资的部分收益用于全额预付未偿还的CP2桥梁设施，并支付与项目融资相关的成本。项目融资的剩余收益将用于资助CP2项目第一阶段的融资、开发、建设和投入使用的成本。

CP2 Holdings EBL设施受强制性预付款条款的约束，包括要求在收到Plaquemines项目产生的销售委托货物的某些净收益时以额外债务或预付款的收益进行预付款的条款。CP2控股EBL设施可随时自愿预付，无需溢价或罚款。

CP2信贷便利

2025年7月，CP2作为借款人，CP2采购和CP快递作为担保人订立$ 12.1 亿美元的高级担保信贷融资总额，包括美元 11.3 亿元CP2建筑定期贷款和$ 850 百万CP2营运资金融资。就发行CP2信贷便利而言，CP2产生了债务发行费用$ 460 百万主要与在信贷融资期限内摊销的贷方费用有关。CP2信贷融资的收益将用于资助CP2项目第一阶段的融资、开发、建设和投入服务的成本。

CP2信贷便利可随时自愿预付，无需溢价或罚款。

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合并财务报表附注

浮动利率债—管道基础设施项目

以下是公司p未偿还的承诺信贷额度摘要ipeline基础设施项目截至2025年12月31日：

Blackfin信贷便利(a)

黑鳍TLA设施

黑鳍TLB设施

Blackfin营运资金融资

承诺总额

425

1,075

减：

未清余额

1,075

—

可用承诺

371

—

优先排序

高级担保

未偿余额利率

SOFR + 2.250 %至 2.500 %

SOFR + 3.000 %

SOFR + 2.250 %至 2.500 %

或

基本费率+ 1.250 %至 1.500 %

基本费率+ 2.000 %

基本费率+ 1.250 %至 1.500 %

未提取余额的承诺费

0.438 %至 0.875 %

不适用

0.438 %至 0.875 %

____________

(a)作为借款人，Blackfin已将其所有资产作为抵押品，以确保其在Blackfin信贷便利下的义务。

Blackfin信贷便利

2025年9月，Blackfin Pipeline，LLC（“Blackfin”）作为借款人订立$ 1.6 10亿美元的高级担保融资总额，包括1美元 1.1 十亿有担保定期贷款工具（“Blackfin TLB工具”）和一个$ 425 百万担保建筑定期贷款融资（“Blackfin TLA融资”）和$ 75 百万有担保循环贷款和信用证融资（“Blackfin营运资金融资”，连同Blackfin TLA融资和Blackfin TLB融资，“Blackfin信贷融资”）。2025年10月，公司将Blackfin TLB融资项下的承诺增加$ 25 百万。就发行Blackfin信贷便利而言，Blackfin产生了债务发行费用$ 41 百万主要与将在信贷融资期限内摊销的贷方费用有关。Blackfin信贷融资的收益被用于偿还$ 889 百万给VGLNG用于与BlackFin管道的开发和建设相关的前期支出，并支付与项目融资相关的某些费用。剩余收益将用于资助开发、建设和管理Blackfin管道的部分成本。

Blackfin信贷便利可随时自愿预付，不受处罚。

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合并财务报表附注

VGLNG循环信贷工具

以下是截至2025年12月31日VGLNG循环信贷融资的未偿承诺信贷融资摘要：


	VGLNG循环信贷工具(a)

承诺总额	$	2,000

减：
未清余额	—


可用承诺	$	2,000

优先排序	高级担保
未偿余额利率(b)	SOFR + 2.500 %
	或
	基本费率+ 1.500 %
未提取余额的承诺费(b)	0.350 %

____________

(a)VGLNG循环信贷融资下的借款由VGLNG和任何未来担保人（如果有的话）的几乎所有现有和未来资产的第一优先完善担保权益担保，但有某些例外情况。截至签署日，无担保人。如果VGLNG的某些子公司在未来产生或担保一定数额的债务，那么他们将被要求为VGLNG循环信贷融资提供担保。

(b) 费率最多可下调 1.000 年度%，以达到一定的评级要求为基础。

2025年11月7日，VGLNG订立$ 2.0 亿元高级担保信贷融资（“VGLNG循环信贷融资”）。VGLNG循环信贷融资的收益可用于VGLNG及其子公司的一般公司用途。VGLNG循环信贷融资及其项下的所有借款将于2030年11月7日到期。就VGLNG循环信贷融资的发行而言，VGLNG产生了债务发行成本$ 53 百万主要与将在信贷融资期限内摊销的贷方费用有关。

VGLNG可选择增加信贷协议项下的承诺或建立一个或多个增量期限融资，其金额连同信贷协议项下所有未偿还的贷款和未提供资金的承诺，不得超过 7.500 VGLNG及其受限子公司合并总资产的%。

VGLNG循环信贷融资可随时自愿预付，无需溢价或罚款。

债务契约

公司的债务工具包含某些惯常的肯定和否定契约，其中包括限制公司产生额外债务、设置留置权、处置资产或支付股息、分配或其他限制性付款的能力。公司的信贷融资包括要求借款人在各自协议中的特定日期保持特定历史偿债覆盖率的财务契约。截至2025年12月31日，公司各发行人均遵守与其各自债务义务相关的所有契诺。

Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目和Blackfin根据管理各自债务的协议被限制向Venture Global进行某些分配。除其他要求外，在项目建立适当的运营准备金以及历史和预计偿债准备金之前，这些限制措施一直有效。公司合并子公司受限净资产约为$ 16.5 截至2025年12月31日的十亿。

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合并财务报表附注

债务利息支出

下表列出债务和其他工具产生的利息支出总额：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

声明的利益		$	2,263	$	1,890	$	1,038
债项折价、溢价及发行费用摊销		175		141		138
其他利息及费用		97		69		114
总利息成本		2,535		2,100		1,290
资本化利息		( 1,081 )		( 1,516 )		( 649 )
总利息支出，净额		$	1,454	$	584	$	641

注12 – 衍生品

衍生工具概览

利率互换

该公司已进行利率互换，以减轻与某些浮动利率债务相关的利息支付的可变性风险。截至2025年12月31日或2024年12月31日，公司的利率掉期均未被指定为现金流量套期。

截至2025年12月31日止年度，公司按比例结算了与Plaquemines信贷便利相关的利率掉期部分，并收到$ 1.1 亿的现金收益。见附注11 –债务供进一步讨论。

下表汇总了未偿还的利率掉期，所有这些都获得可变利率复合SOFR：


						截至
						12月31日，
债务工具	最新到期	强制提前终止	支付固定费率(a)	最大名义		2025		2024

CP2信贷便利	2049	2032	4.04 %	$	9,527	$	1,402	$	—
Plaquemines信贷便利	2047	2029	2.46 %	2,051		2,051		8,089
Blackfin信贷便利	2047	2030 & 2032	3.71 %	1,191		1,191		—
Calcasieu Pass信贷便利	2036	2026	2.56 %	783		783		969
名义总额				$	13,552	$	5,427	$	9,058

____________

(a)表示基于最大名义的加权平均固定费率。

天然气供应合同

公司已就向其项目供应原料气订立天然气供应合约。未被指定或符合NPN条件的天然气供应合同被确认为衍生资产或负债，并以公允价值计量。截至2025年12月31日，公司的天然气供应合同均未指定为NPNS。截至2025年12月31日或2024年12月31日，公司的天然气供应合同均未指定为套期保值。

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合并财务报表附注

下表汇总了被确认为衍生品的未完成天然气供应合同（名义金额以百万MMBTU计）：


		截至
		12月31日，
	最新到期	2025	2024

天然气供应合同	2039	3,613	2,048

成果概述

下表汇总了合并资产负债表衍生工具的公允价值和分类：


		12月31日，
	资产负债表位置	2025		2024

物业、厂房及设备
利率互换	衍生资产	$	36	$	150
天然气供应合同	衍生资产	29		4
利率互换	非流动衍生资产	203		1,459
天然气供应合同	非流动衍生资产	13		23
总资产		$	281	$	1,636

负债
利率互换	应计负债和其他负债	$	32	$	1
天然气供应合同	应计负债和其他负债	72		12
利率互换	其他非流动负债	63		2
天然气供应合同	其他非流动负债	89		12
负债总额		$	256	$	27

下表列出未偿还衍生工具的公允价值毛额和净额：


	12月31日，
	2025						2024
	总余额		须予净额结算的余额		净余额		总余额		须予净额结算的余额		净余额

衍生资产	$	296	$	( 15 )	$	281	$	1,648	$	( 12 )	$	1,636
衍生负债	( 271 )		15		( 256 )		( 39 )		12		( 27 )

下表列示了在收益中确认的衍生工具的税前影响：


		截至12月31日止年度，
	行项目		2025		2024		2023

天然气供应合同	销售成本		$	120	$	( 3 )	$	—
天然气供应合同	开发费用		2		—		—
利率互换	利率互换收益（损失）		( 220 )		774		174

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合并财务报表附注

信用风险相关或有特征

利率互换

利率互换协议包含交叉违约条款，据此，如果公司在某些债务上发生违约，它也可能被宣布对其衍生工具债务违约，并可能被要求与其交易对手以净额结算未偿衍生工具负债头寸。截至2025年12月31日，公司并无贴出与该等协议有关的任何抵押品，亦无违反任何协议条款。公司在净负债头寸中具有信用风险相关或有特征的利率掉期衍生工具的合计公允价值为$ 95 截至2025年12月31日，百万。

天然气供应合同

某些天然气供应合同包含与信用风险相关的或有特征，这些特征规定，如果公司的信用评级发生变化，可能会要求其提供额外的抵押品。截至2025年12月31日，如果触发信用风险相关或有特征，公司将无需过账与这些合同相关的任何抵押品，因为基础商品的交付尚未开始。公司在净负债头寸中具有信用风险相关或有特征的天然气供应合同的合计公允价值为$ 55 截至2025年12月31日，百万。

注13 – 公允价值计量

下表列示了按经常性公允价值计量的金融资产和负债，并表明了其在公允价值层次结构中的水平：


	12月31日，
	2025								2024
	1级		2级		3级		合计		1级		2级		3级		合计

物业、厂房及设备
货币市场基金(a)	$	340	$	—	$	—	$	340	$	1,373	$	—	$	—	$	1,373
利率互换(b)	—		245		—		245		—		1,609		—		1,609
天然气供应合同(b)	—		1		50		51		—		—		39		39
合计	$	340	$	246	$	50	$	636	$	1,373	$	1,609	$	39	$	3,021

负债
利率互换（c）	$	—	$	102	$	—	$	102	$	—	$	3	$	—	$	3
天然气供应合同（c）	—		20		149		169		—		3		33		36
合计	$	—	$	122	$	149	$	271	$	—	$	6	$	33	$	39

____________

(a)包括在合并资产负债表的现金和现金等价物中。

(b)计入合并资产负债表的衍生资产和非流动衍生资产。

（c）计入应计负债和其他负债及其他非流动负债在合并资产负债表上。

利率互换

公司利率掉期的公允价值被归类为第2级，并使用包含可观察输入值的贴现现金流量法确定。公允价值计算包括利率互换未来到期日相同期限的信用估值调整和远期利率曲线。有关进一步讨论，请参阅附注12 –衍生工具.

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合并财务报表附注

3级不可观测输入

公司采用收益或基于期权的方法确定其天然气供应合同的公允价值。这包含了使用无风险收益率的现值技术、可观察的远期商品价格曲线，并可能包含其他重要的不可观察输入。重要的不可观察输入值包括非流动性交割地点的隐含远期曲线，如果使用期权定价模型，则包括根据不断变化的行业状况和截至资产负债表日的市场趋势调整的观察到的历史市场数据得出的波动率假设以及交易对手信用风险调整。

由于围绕这些投入的不确定性，某些天然气供应合同在公允价值等级中被归类为第3级。这些投入的变化可能对公司天然气供应合同的估值产生重大影响，从而可能导致估计的公允价值显着提高或降低。见附注12 –衍生工具供进一步讨论。

下表包含截至2025年12月31日第3级天然气供应合同不可观测投入的数量信息（天然气价格金额单位：美元）：

估值方法

重要的不可观察输入

显著不可观测输入的范围

显著不可观测输入的算术平均

贴现现金流

每百万英热单位远期天然气价格(a)

$ 2.63 到$ 5.34

3.72

期权定价模型

波动性

13.5 %至 68.6 %

24.7

____________

(a) 在流动性不足的交付地点。

下表列出了使用第3级输入值按经常性公允价值计量的衍生工具公允价值净值变动的调节：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024

截至1月1日的期初余额	$	6	$	—
计入收益的已实现和未实现亏损总额	( 172 )		( 9 )
定居点	63		15
转出3级	4		—
截至12月31日的期末余额	$	( 99 )	$	6

计入收益的未实现收益（亏损）	$	( 109 )	$	6

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合并财务报表附注

其他金融工具

下表列示了合并资产负债表中未偿债务工具的账面价值、公允价值和公允价值等级：


	2025年12月31日
	账面价值		公允价值
			1级		2级		3级		合计

固定利率债	$	25,334	$	25,426	$	84	$	—	$	25,510
浮动利率债	9,478		1,078		8,403		—		9,481


	2024年12月31日
	账面价值		公允价值
			1级		2级				3级		合计

固定利率债	$	15,834	$	16,085	$	84	$	—	$	—	$	16,169
浮动利率债	13,717		—		13,717		0		—		13,717

注14 – 所得税

该公司是美国多个司法管辖区的纳税人。由于在美国境外的业务，该公司也是某些国际司法管辖区的纳税人。

公司在所得税费用前的美国和国外收入如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
美国	$	3,347	$	2,181	$	4,432
国外	16		2		—
所得税费用前总收入	$	3,363	$	2,183	$	4,432

所得税费用包括以下各项：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

当前
联邦	$	( 7 )	$	( 14 )	$	133
州	( 3 )		4		6
当期所得税费用总额（收益）	( 10 )		( 10 )		139

延期
联邦	656		439		681
州	( 11 )		8		( 4 )
国外	( 5 )		—		—
递延所得税费用总额	640		447		677
所得税费用总额	$	630	$	437	$	816

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合并财务报表附注

以下是法定联邦所得税税率与实际税率的对账：


	截至12月31日止年度，
	2025				2024				2023
	金额		百分比		金额		百分比		金额		百分比

美国联邦法定税	$	706	21.0	%	$	459	21.0	%	$	931	21.0	%
州和地方所得税，净额联邦所得税效应(a)	( 14 )		( 0.4 )	%	10		0.4	%	2		—	%
外国税收影响
其他外国法域	( 7 )		( 0.2 )	%	—		—	%	1		—	%
跨境税法的效力
境外派生无形收入	—		—	%	—		—	%	( 80 )		( 1.8 )	%
其他	5		0.1	%	—		—	%	—		—	%
税收抵免
研发税收抵免	( 12 )		( 0.4 )	%	( 27 )		( 1.2 )	%	—		—	%
估值备抵变动	5		0.2	%	—		—	%	2		—	%
不可课税或不可扣除项目
股票期权	( 82 )		( 2.4 )	%	( 6 )		( 0.3 )	%	( 28 )		( 0.6 )	%
其他	24		0.7	%	( 8 )		( 0.3 )	%	( 12 )		( 0.2 )	%
未确认税收优惠的变化	5		0.1	%	9		0.4	%	—		—	%
实际税率	$	630	18.7	%	$	437	20.0	%	$	816	18.4	%

____________

(a)路易斯安那州的州税占这一类别税收影响的大部分（超过50%）。

支付的所得税（扣除退款）包括以下内容：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

美国联邦	$	( 11 )	$	—	$	126
美国各州和地方
路易斯安那州	—		10		1
美国各州和地方合计	—		10		1

外国税收：
其他	—		1		1
外国税收总额	—		1		1
已付所得税总额（扣除退款）	$	( 11 )	$	11	$	128

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合并财务报表附注

递延所得税资产和负债的重要组成部分列示于下表：


	12月31日，
	2025		2024

递延所得税负债
衍生资产	$	( 14 )	$	( 344 )
Calcasieu Holdings的外部基础	( 1,127 )		( 1,195 )
物业、厂房及设备	( 3,375 )		( 1,763 )
使用权资产	( 220 )		( 194 )
其他递延所得税负债	( 5 )		( 8 )
递延所得税负债总额	$	( 4,741 )	$	( 3,504 )

递延所得税资产
租赁负债	$	227	$	199
净经营亏损和其他结转	2,275		1,636
股票补偿	40		34
应计费用	55		45
资产报废义务	30		80
其他递延所得税资产	8		6
递延所得税资产总额	$	2,635	$	2,000

减：估值备抵	( 207 )		( 133 )
递延所得税负债净额	$	( 2,313 )	$	( 1,637 )

截至2025年12月31日，公司累计联邦和外国净营业亏损结转$ 10.0 十亿美元 25 万，分别为无限期结转。截至2025年12月31日，该公司还积累了约$ 3.4 亿，其中$ 42 百万将于2037年到期。当发生《国内税收法》第382条所定义的所有权变更时，这些净运营亏损的利用可能会受到限制。截至2025年12月31日，公司不认为其任何净经营亏损在这些规则下受到限制。截至2025年12月31日，公司累计税收抵免结转$ 6 万，均将于2045年到期。

当存在单独的回报限制年度（“SRLY”）时，净经营亏损也可能受到限制。这些规则一般将净经营亏损结转的使用限制为净经营亏损产生实体为合并集团的应税收入贡献的应税收入金额。受SRLY规则约束的净经营亏损也可能受到第382条限制。的$ 10.0 截至2025年12月31日的十亿联邦净营业亏损结转，$ 23 百万目前受SRLY规则约束。

该公司对其与SRLY税收属性相关的联邦递延所得税资产和其继续认为更有可能未达到确认门槛的州递延所得税资产保持估值备抵。公司估值备抵增加$ 74 截至2025年12月31日止年度的百万美元 207 截至2025年12月31日，百万。这一增长主要是由于州估价津贴活动。

该公司有$ 13 百万美元 9 分别于2025年12月31日和2024年12月31日未确认的税收优惠百万，如果确认，所有这些都将对实际所得税率产生有利影响。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，公司与未确认的税收优惠相关的应计利息和罚款并不重大。有可能未来考试的最终结果可能会超过公司对当前未确认的税收优惠的拨备。

该公司仍需对截至2021年至2025年的纳税年度的美国联邦和州所得税申报表进行审查。税务机关可能有能力审查和调整在这些期间之前产生的结转税收属性。截至2025年12月31日，VGLNG和Calcasieu Pass Holdings，LLC

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合并财务报表附注

（“Calcasieu Holdings”），该公司的子公司，正在接受美国国税局2022纳税年度的考试。

经济合作与发展组织发布了“第二支柱”示范规则，在逐国基础上引入15%的全球最低税率，某些方面拟于2025年1月1日生效。由于公司一般不会在税率低于拟议的第二支柱最低税率的司法管辖区开展重大业务，因此根据第二支柱示范规则颁布的任何立法预计不会对公司的财务报表产生重大影响。

2025年7月，《一大美丽法案》（“The Act”）在美国签署成为法律。该法案包含几项与企业所得税相关的条款，包括延长2017年《减税和就业法案》中许多即将到期的条款，以及对国际税收框架的修改。该法案引入的变化并未对公司2025年的年度有效税率产生实质性影响。

注15 – 承诺与或有事项

承诺

以下是截至2025年12月31日公司未来最低承诺的时间表：


截至12月31日止年度，	天然气供应		坚定的运输		再气化能力		其他		合计

2026	$	3,371	$	430	$	30	$	69	$	3,900
2027	3,188		680		30		56		3,954
2028	2,085		840		30		21		2,976
2029	1,199		950		42		16		2,207
2030	437		940		70		13		1,460
此后	335		12,283		688		43		13,349
合计	$	10,615	$	16,123	$	890	$	218	$	27,846

天然气供应

公司已就向其液化天然气项目供应原料气订立天然气远期采购合同。该公司打算以与天然气Henry Hub价格挂钩的购买价格对截至2032年3月的合同数量进行实物交付。

牢固的运输协议

该公司已与多家管道公司签订长期天然气公司运输服务协议，以确保其液化天然气项目的天然气运输需求到2050年4月。

信贷安排

公司已订立若干信贷安排，以确保天然气的运输。截至2025年12月31日，与这些安排相关的最大未贴现潜在风险敞口为$ 260 百万。该金额目前未在我们的综合资产负债表中确认为负债。迄今为止，尚未根据这些安排提取任何金额。

诉讼

公司在正常业务过程中涉及若干索赔、诉讼、法律诉讼。公司在很可能发生负债且金额

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合并财务报表附注

的损失可以合理估计。无法保证这些应计负债将足以支付所有现有和未来的索赔，或公司将有流动性在出现此类索赔时支付。

在未确认应计负债的情况下，可能会合理地可能对某些事项作出对公司不利的决定。这可能要求公司支付损害赔偿金或支出金额可能很大但截至2025年12月31日无法估计的金额。

在Calcasieu项目的COD后SPA下与某些客户的纠纷在ASC 606下入账，收入来自与客户的合同.见附注4 –与客户订立合约的收入用于与客户讨论某些纠纷。

注16 – 股权

首次公开发行股票及关联交易

2025年1月27日，公司完成首次公开发行，其中发行、售 70 百万股A类普通股，面值$ 0.01 ，公开发行价格为$ 25.00 每股。该公司收到的收益为$ 1.7 亿，扣除承销折扣和佣金$ 70 万美元，发行费用为$ 10 百万。在首次公开募股完成之前，VG Partners持有的所有A类普通股股份，约为 1.97 亿股股份，转换为同等数量的B类普通股。

优先股和普通股

公司的A类普通股已一每股投票权及其B类普通股已十个每股投票。A类普通股和B类普通股的面值为$ 0.01 每股。

截至2024年12月31日，公司已 1 万股优先股， 4.5 亿股A类普通股和 1 百万股B类普通股授权发行。就公司于2025年1月进行的首次公开招股而言，公司修订并重述了公司注册证书，并修订了授权发行的股份数量。截至2025年12月31日，公司已 200 万股优先股， 4.4 亿股A类普通股和 3.0 亿股B类普通股授权发行。

股息

截至2025年12月31日止年度,公司董事会宣布派发股息$ 0.03 向其已发行普通股持有人支付的每股收益，已于2025年12月31日终了年度支付总额为$ 83 百万。

截至2024年12月31日止年度，公司董事会宣布向公司已发行普通股持有人支付现金股息，总额为$ 160 按比例支付的百万四个等额分期付款$ 40 百万以上四个自2024年9月30日起，在每个此类日历季度的最后一个营业日的连续日历季度。

重组交易

截至2023年12月31日止年度，重组交易前，VGLNG购回 5,000 其B系列普通股的股份和 81,896 其C系列普通股的股份，价格为$ 1.6 十亿。这被公认为是一个$ 1.2 十亿美元 0.4 亿元减持，分别减持股东权益和非控股权益。

2023年9月，就重组交易而言，Venture Global完成了2023年的合并，据此，Legacy VG Partners与Venture Global合并并入Venture Global，VG Partners获得 2.0 亿股Venture Global的A类普通股，以换取其在Legacy VG Partners的股权。

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合并财务报表附注

此外，作为重组交易的一部分，VGLNG非控股股东持有 84,272 VGLNG的C系列普通股收到的股份 381 百万股Venture Global的A类普通股，在a 4,520.3317 -一次交换。

在2023年9月完成重组交易后，VGLNG的A系列、B系列和C系列普通股的所有股份均由公司拥有，随后由公司清退，导致$ 2.0 十亿减少留存收益。

注17 – 子公司可赎回股票

2019年8月，公司发 9 百万个可赎回优先股（“CP Funding可赎回优先股”），初始面值$ 100 每优选单位。CP Funding可赎回优先单位可由公司选择赎回，或在发行日期八周年之后，以公司拥有Calcasieu Funding所有权协议中定义的可用现金为限。CP Funding可赎回优先股不可转换为普通单位或任何其他类别的权益，并且没有投票权，但某些需要CP Funding可赎回优先股持有人批准的事项除外。

CP基金可赎回优先单位支付累计、季度分配，初始费率为 10.0 年度%。分配可通过增加CP资金可赎回优先单位的面值以现金或实物方式支付。Calcasieu项目在COD之后以实物支付的分配需额外支付 1.0 %分布。分配率增加 0.5 发行日期八周年时的百分比及其后每六个月的最高比率为 15.0 年度%。截至2025年12月31日，所有分配款项均以实物支付。

CP Funding可赎回优先股的总清算优先权为$ 900 百万加上应计或实收实物分配。Calcasieu项目于2025年4月15日宣布COD。继Calcasieu项目的COD之后至2027年8月19日，在CP Funding可赎回优先单位的所有应计分配全部以现金结算之前，不得从Calcasieu Funding向Venture Global或其关联公司分配可用现金。截至2025年12月31日，CP基金可赎回优先股的应计分配余额为$ 796 百万。此外，在2027年8月19日及之后，在CP Funding可赎回优先单位全部以现金赎回之前，不得从Calcasieu Funding向Venture Global或其关联公司分配可用现金——超出管理层认为为VGCP的运营成本提供资金所必需的范围，包括偿债要求。截至2025年12月31日，CP基金可赎回优先单位全额赎回价值为$ 1.7 十亿。

下表汇总合并资产负债表上子公司可赎回存量变动情况：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

截至1月1日的期初余额	$	1,529	$	1,385	$	1,255
实收实物分配(a)	167		144		130
截至12月31日的期末余额	$	1,696	$	1,529	$	1,385

____________

(a)在综合经营报表中作为归属于子公司可赎回股票的净利润列报。

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合并财务报表附注

注18 – 非控股权益

VGLNG A系列优先股

2024年9月，公司直接控股子公司VGLNG发 3 百万A系列固定利率重置累积可赎回永久优先股（“VGLNG A系列优先股”），代表第三方对VGLNG净资产的所有权，累计净余额为$ 2.9 十亿。VGLNG A系列优先股的年度股息率目前 9.000 %.VGLNG A系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，在VGLNG董事会宣布时以及如果宣布时支付。

VGLNG A系列优先股不可转换或交换为任何其他证券或财产，并且没有投票权，除了法律要求的那些。VGLNG A系列优先股是永续的，没有到期日。VGLNG A系列优先股只能在2029年9月30日（“第一个重置日期”）之后的任何时间以及在第一个重置日期之前的某些其他情况下由公司选择全部或部分赎回。VGLNG A系列优先股的清算优先权为$ 1,000 每股，加上累计但未支付的股息。

截至2025年12月31日止年度，公司累计、申报、支付$ 270 百万，或$ 90.00 每股，VGLNG A系列优先股的股息。累计但未宣布的股息余额为$ 68 百万，或$ 22.75 每股，截至2025年12月31日和2024年12月31日。

Calcasieu控股

2019年8月，公司间接控股子公司Calcasieu Holdings发行 4 百万股可转换优先股（“正大控股可转换优先股”），初始面值为$ 100 每优先单位，代表Calcasieu Holdings净资产中的第三方所有权。

Calcasieu项目于2025年4月完成COD后，CP Holdings可转换优先单位转换为Calcasieu Holdings的B类普通单位。这一换算约等于 23 Calcasieu Holdings未偿还普通单位总数的百分比，将公司在Calcasieu项目中的普通股本权益减少至约 77 %.

在COD之前，正大控股可转换优先单位支付了确认为归属于非控股权益的净收入的累计季度分配。COD后，Calcasieu Holdings的B类普通单位按B类普通单位所有权应占收益或其他综合收益（亏损）金额进行调整。

下表汇总了Calcasieu控股公司净资产第三方所有权的变化情况：











	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

截至1月1日的期初余额	$	575	$	575	$	547
归属于非控股权益的净利润	36		59		57
分配	( 18 )		( 59 )		( 29 )
截至12月31日的期末余额	$	593	$	575	$	575

注19 – 股票补偿

就重组交易而言，于2023年9月25日，公司采纳经修订的2023年股票期权计划（“2023年计划”），该计划取代了2014年股票期权计划（“前任计划”）。在通过2023年计划后，先前已批出及其后尚未行使的所有期权

170

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

前任计划（代表购买期权 86,664 VGLNG的A系列普通股）的股份自动转换，在a 4,520.3317 -根据前任计划的条款和根据前任计划的条款，以一比一的方式转换为购买公司A类普通股股份的期权，但须遵守2023年计划的条款和条件。2023年计划与前任计划的条款和条件之间没有其他重大差异。2023年计划通过后规定发放约 429 百万股公司A类普通股。如下文所述，根据2023年计划，不得再授予任何奖励。

就公司于2025年1月的IPO而言，公司采纳了Venture Global，Inc.2025年综合激励计划（“综合激励计划”），根据该计划，其员工可能会在未来获得股权激励补偿，包括股票期权、限制性股票单位和其他奖励。截至2025年1月综合激励计划生效时，根据2023年计划仍可供发行的所有股份根据综合激励计划成为可供发行股份，且根据2023年计划将不再授予股权奖励。在通过综合激励计划后根据2023年计划仍未兑现的奖励在2023年计划的条款和条件下仍未兑现。根据综合激励计划授权发行的A类普通股股份总数约为 172 万股，并在此后每年进行自动常青增持。

股票期权活动

截至2025年12月31日止年度的股票薪酬活动摘要如下（股票信息，单位：百万）：


	期权	每股加权平均行权价		加权平均剩余合同期限（年）	聚合内在价值

截至2024年12月31日	286	$	1.43
获批	14	$	24.28
已锻炼	( 37 )	$	0.96		$	390
没收或过期	( 37 )	$	0.72
截至2025年12月31日	226	$	3.07	4.40	$	1,094
可于2025年12月31日行使	208	$	1.87	4	$	1,074

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度授予的股票期权的Black-Scholes公允价值采用以下假设确定：

截至12月31日止年度，

2025

2024

2023

加权平均

范围

加权平均

范围

加权平均

范围

预期寿命(a)

6.1 年

6.1 到 6.3 年

6.1 年

无风险利率(b)

4.4 %

3.9 %至 4.5 %

4.2 %

4.1 %

3.6 %至 4.6 %

预期波动（c）

39.2 %

39.1 %至 40.1 %

40.4 %

40.2 %

40.1 %至 40.4 %

预期股息率

— %

— %至 — %

— %

— %至 — %

— %

— %至 — %

____________

(a)由于公司没有足够的历史信息来估计预期寿命，因此使用基于归属和合同条款之间的中间点的简化方法计算。

(b)无风险利率基于与赠款预期期限相似的到期日发行的美国国债。

（c）预期波动率基于公司所处行业板块可比公司的历史、隐含和预期波动率的加权度量。

于截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度授出的期权，按行使价相等于VGLNG的A系列普通股或Venture Global的A类普通股的公平市值授出

171

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

股票（如适用）在各自的授予日。选项有一个 10年期期限，一般按季度等额分期付款四年服务期，但须持续服务至每个归属日期。在行使时，公司发行新的A类普通股。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度授予的期权的加权平均授予日公允价值为$ 11.07 , $ 2.98 ，和$ 1.90 ，分别。

确认的股票补偿费用总额如下：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

基于股票的薪酬总成本	$	54	$	22	$	28
资本化至物业、厂房及设备	( 8 )		—		—
基于股票的补偿费用，税前	$	46	$	22	$	28

与股票薪酬相关的确认的所得税优惠	$	84	$	6	$	32

截至2025年12月31日，仍有$ 129 万与非既得股票补偿授予相关的未确认补偿成本总额。公司预计此项费用将在加权平均期间内确认约三个年。

截至2025年12月31日止年度，公司收到$ 35 百万美元，来自行使期权，并确认了净所得税优惠$ 74 百万。有无截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度行使的期权。

在截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的年度内，公司支付了$ 32 百万，$ 29 百万，以及$ 152 万，分别用于结算完全既得期权的子集。现金结算不构成对裁决的修改或导致额外的基于股票的补偿费用。

注20 – 每股收益

由于A类普通股和B类普通股拥有相同的权利和特权，但投票权除外，因此每股收益采用两类法计算，并在合并的基础上呈现。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，没有发行在外的B类普通股。2023年合并前的加权平均已发行股票数量是根据1对1的交换比率计算得出的 2.0 亿股公司A类普通股发行给VG Partners以换取 100 Legacy VG Partners成员与2023年合并有关的股权的百分比。

172

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

下表列出了归属于A类和B类已发行普通股的每股净收益的计算（股份金额以百万计）：


	截至12月31日止年度，
		2025		2024		2023

净收入		$	2,733	$	1,746	$	3,616
减：归属于子公司可赎回股票的净利润		167		144		130
减：归属于非控股权益的净利润		36		59		805
减：VGLNG A系列优先股股息		270		68		—
归属于普通股股东的净利润		$	2,260	$	1,475	$	2,681

已发行普通股加权平均股数
基本		2,426		2,350		2,070
未行使的稀释性股票期权		209		235		73
摊薄		2,635		2,585		2,143
归属于普通股股东的每股净收益—基本(a)		$	0.93	$	0.63	$	1.30
归属于普通股股东的每股净收益——摊薄(a)		$	0.86	$	0.57	$	1.25

不计入稀释每股净收益的反稀释股票期权		14		—		—

____________

(a)由于四舍五入的原因，每股收益可能无法准确重新计算。

注21 – 关联方

该公司与VG Partners有管理服务协议。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，公司发生$ 12 百万，$ 7 百万美元 2 万，分别与本协议有关，在综合经营报表中确认为一般及行政开支。

注22 – 补充现金流信息

下表对现金流信息进行了补充披露：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

应计资本支出	$	1,579	$	2,091	$	1,248
为利息支付的现金，扣除资本化金额	1,000		338		368
权益法投资转为物业、厂房及设备	327		319		—
应计股息和分配	—		95		15



使用权资产换取新增融资租赁负债	7		178		10
使用权资产换取新的经营租赁负债	227		294		90

经营租赁支付的现金	141		81		45

173

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

注23 – 分段信息

公司有多个经营分部，包括公司的液化天然气项目、销售和航运业务以及管道活动。每个液化天然气项目运营部门都包括各自的液化设施和出口终端以及将向该设施供应天然气的相关管道的活动。公司的首席运营决策者（“CODM”）为公司的首席执行官。主要经营决策者根据这些经营分部分配资源、评估业绩和管理业务。公司的业绩是根据相应分部的经营收入（亏损）进行评估的。

公司有四个可报告分部。为报告目的在数量上不重要的经营分部已与公司活动合并为公司、其他和抵销。在公司、其他和冲销中报告的活动包括非实质性经营分部、属于间接费用性质且与经营分部没有直接关联的成本，包括某些一般、行政和营销费用，以及分部间冲销。先前期间的列报已重新分类，以符合当前的分部报告结构，以单独披露我们的销售和运输业务，这些业务现在在数量上是重要的。

下表按分部列示财务信息，包括定期向主要经营决策者提供的重大分部费用，以及所示期间综合经营报表的分部经营收入（亏损）与所得税费用前收入（亏损）的对账。


	截至2025年12月31日止年度
	卡尔卡西厄项目		Plaquemines项目		CP2 项目		销售和航运		公司、其他和消除		合计

收入	$	4,125	$	9,175	$	1	$	2,518	$	( 2,050 )	$	13,769

营业费用
销售成本	2,198		3,863		—		1,994		( 2,135 )		5,920
运营和维护费用	375		359		29		228		( 16 )		975
一般和行政费用	15		63		47		6		302		433
开发费用	—		49		203		—		92		344
折旧及摊销	221		613		—		42		65		941
总运营费用	2,809		4,947		279		2,270		( 1,692 )		8,613

运营收入（亏损）	$	1,316	$	4,228	$	( 278 )	$	248	$	( 358 )	$	5,156
利息收入											151
利息支出，净额											( 1,454 )
利率互换损失											( 220 )
融资交易损失											( 267 )
外汇损失交易											( 3 )
所得税费用前收入											$	3,363

174

Venture Global，INC。

合并财务报表附注


	截至2024年12月31日止年度
	卡尔卡西厄项目		Plaquemines项目		CP2 项目		销售和航运		公司、其他和消除		合计

收入	$	4,916	$	23	$	2	$	329	$	( 298 )	$	4,972

营业费用
销售成本	1,363		14		—		266		( 292 )		1,351
运营和维护费用	452		94		—		53		( 10 )		589
一般和行政费用	15		62		16		17		202		312
开发费用	6		54		485		1		89		635
折旧及摊销	267		16		1		12		26		322
总运营费用	2,103		240		502		349		15		3,209

运营收入（亏损）	$	2,813	$	( 217 )	$	( 500 )	$	( 20 )	$	( 313 )	$	1,763
利息收入											244
利息支出，净额											( 584 )
利率互换收益											774
融资交易损失											( 14 )
所得税费用前收入											$	2,183


	截至2023年12月31日止年度
	卡尔卡西厄项目		Plaquemines项目		CP2 项目		销售和航运		公司、其他和消除		合计

收入	$	7,897	$	—	$	—	$	—	$	—	$	7,897

营业费用
销售成本	1,684		—		—		—		—		1,684
运营和维护费用	319		80		—		—		( 8 )		391
一般和行政费用	15		57		—		6		146		224
开发费用	44		50		362		1		33		490
折旧及摊销	256		—		—		—		21		277
保险追偿，净额	( 19 )		—		—		—		—		( 19 )
总运营费用	2,299		187		362		7		192		3,047

运营收入（亏损）	$	5,598	$	( 187 )	$	( 362 )	$	( 7 )	$	( 192 )	$	4,850
利息收入											172
利息支出，净额											( 641 )
利率互换收益											174
融资交易损失											( 123 )
所得税费用前收入											$	4,432

175

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

下表按分部列示所示期间的资本支出和资产总额：


	资本支出(a)						总资产
	截至12月31日止年度，						12月31日，
	2025		2024		2023		2025		2024

Calcasieu项目	$	88	$	373	$	98	$	6,955	$	7,181
Plaquemines项目	5,555		9,458		6,351		26,256		24,627
CP2项目	5,257		2,179		831		10,857		3,643
销售和运输	754		403		51		2,485		1,473
公司、其他和消除	1,787		1,685		824		6,893		6,567
合计	$	13,441	$	14,098	$	8,155	$	53,446	$	43,491

____________

(a)包括融资资本支出。

该公司将来自外部客户的收入按交付地点划分。下表列出所示期间收入和长期资产的地理位置：


	收入
	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

美国	$	11,375	$	4,673	$	7,897
德国	772		179		—
法国	682		81		—
荷兰	456		—		—
英国	164		—		—
其他	320		39		—
合计	$	13,769	$	4,972	$	7,897


	长期资产
	12月31日，
	2025		2024

美国	$	45,437	$	34,077
国外(a)	1,151		598
合计	$	46,588	$	34,675

____________

(a)主要是在百慕大注册的液化天然气油轮。

176

Venture Global，INC。

合并财务报表附注

下表列示了公司来自个别外部客户的收入高于或高于总收入10%的情况：


	截至12月31日止年度，
	2025(a)	2024(b)	2023（c）

客户A	23 %	32 %	13 %
客户B	14 %	25 %	33 %
客户C	13 %	*	*
客户D	*	15 %	11 %
客户e	*	*	17 %

____________

(*)不到10%。

(a)在Calcasieu项目、Plaquemines项目以及销售和运输中确认的收入。

(b)在Calcasieu项目和销售和运输中确认的收入。

（c）Calcasieu项目确认的收入。

注24 – 最近的会计公告

下表提供了截至2025年12月31日尚未被采纳的最近发布的会计公告的描述。未在下文列出的会计公告经评估后确定不会对合并财务报表产生重大影响。

标准

说明

对公司合并报表的影响

ASU 2024-03，损益表-报告综合收益-费用分类披露（子主题220-40）

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，增强了损益表披露。这要求公共企业实体以表格形式披露相关费用标题，分类为购买库存、员工薪酬、折旧、无形资产摊销和当前公认会计原则下已经要求披露的金额等类别，定性描述相关费用标题中未单独分类的剩余金额和销售费用总额，以及在年度期间，实体对销售费用的定义。

该准则对2026年12月15日之后开始的财政年度以及2027年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效。允许提前收养。该标准应在前瞻性基础上适用，允许追溯适用。

公司目前正在评估对财务报表披露的影响。

177

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

我们的披露控制和程序（如《交易法规则》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条所定义）旨在确保我们根据经修订的《1934年证券交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在适当的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保这些信息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（视情况而定），以便能够及时讨论所要求的披露。

在设计和评估我们的披露控制和程序时，管理层认识到，任何披露控制和程序，无论设计和操作得多么好，都只能为实现预期的控制目标提供合理保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映存在资源限制这一事实，并要求管理层在评估可能的控制和程序相对于其成本的收益时运用其判断。

我们在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下并在其参与下，评估了我们的披露控制和程序的有效性。基于该评估，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序的设计和运作自2025年12月31日起生效。

管理层关于财务报告内部控制的年度报告

根据《证券交易法》第13a-15（f）条的规定，公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。公司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。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，公司的收支仅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，提供合理保证，或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。财务报告内部控制制度由于其固有的局限性，只能提供合理的保证，可能无法防止或发现错报。此外，由于条件的变化，财务报告内部控制的有效性可能会随时间而变化。

管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404节的要求，使用Treadway委员会发起组织委员会（2013年框架）发布的《内部控制——综合框架》中规定的标准，对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于这一评估，管理层得出结论，截至2025年12月31日，公司对财务报告保持了有效的内部控制，为财务报告的可靠性和按照公认会计原则编制财务报表提供了合理保证。

178

注册会计师事务所的鉴证报告

由于适用于新上市公司的SEC规则允许的过渡期，本10-K表不包括公司独立注册公共会计师事务所关于财务报告内部控制的鉴证报告。

财务报告内部控制的变化

在截至2025年12月31日的财政季度，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。

项目9b。其他信息

董事及高级人员交易计划

除下文所述外，无在截至2025年12月31日的三个月内，我们的董事或高级职员（定义见《交易法》第16a-1（f）条）已订立交易计划，旨在满足第10b5-1（c）条的肯定性抗辩：

姓名

标题

通过日期

拟购买或出售的证券总数

到期日期

Keith Larson

总法律顾问兼秘书

2025年11月19日

10,000,000

2026年12月31日

乔纳森·塞耶

首席财务官

2025年11月24日

5,000,000

2026年12月31日

莎拉·布雷克

首席会计官

2025年12月4日

1,200,000

2026年12月31日

此外，我们的任何董事或高级职员（定义见《交易法》第16a-1（f）条）都没有通过，修改或终止 a非规则10b5-1交易安排（定义见S-K条例第408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。董事、执行官和公司治理

内幕交易政策和程序

我们维持有关董事、高级职员和员工购买、出售和/或以其他方式处置我们公司证券的内幕交易政策和程序，我们认为这些政策和程序是合理设计的，旨在促进遵守内幕交易法律、规则和法规以及纽约证券交易所上市标准。此外，我们的一般政策是在开展业务时遵守所有适用的法律法规，包括内幕交易法。我们的内幕交易政策副本作为本10-K表格的附件 19存档。

有关遵守《交易法》第16（a）条的信息将包含在我们的2026年代理声明中，标题为“某些受益所有人的证券所有权和管理层-拖欠第16（a）条报告”，并以引用方式并入本文。

179

商业行为和道德准则

我们的董事会已根据适用的美国联邦证券法和纽约证券交易所的公司治理规则，通过了适用于我们所有员工、管理人员和董事，包括我们的联席董事长、首席执行官、首席财务官以及其他行政和高级财务官的商业行为和道德准则。我们的商业行为和道德准则全文发布在我们网站www.ventureglobal.com的投资者关系部分。我们打算在我们的网站或公开文件中披露未来对我们的商业行为和道德准则的修订，或对此类准则的任何豁免。

根据表格10-K的一般说明G第3段，本表格10-K第III部分第10项所要求的信息通过引用并入我们的最终代理声明，该声明将根据第14A条在我们截至2025年12月31日的财政年度结束后的120天内提交。

项目11。行政赔偿

根据表格10-K的一般说明G第3段，本表格10-K第III部分第11项所要求的信息通过引用并入我们的最终代理声明，该声明将在我们截至2025年12月31日的财政年度结束后的120天内根据第14A条提交。

项目12。某些受益所有人和管理层的安全所有权及相关股东事项

根据表格10-K的一般说明G第3段，本表格10-K第III部分第12项所要求的信息通过引用并入我们的最终代理声明，该声明将在我们截至2025年12月31日的财政年度结束后的120天内根据第14A条提交。

180

项目13。某些关系和相关交易，以及董事独立性

根据表格10-K的一般说明G第3段，本表格10-K第III部分第13项所要求的信息通过引用并入我们的最终代理声明，该声明将在我们截至2025年12月31日的财政年度结束后的120天内根据第14A条提交。

项目14。主要会计费用和服务

我们的独立注册会计师事务所是安永会计师事务所。

根据表格10-K的一般说明G第3段，本表格10-K第III部分第14项所要求的信息通过引用并入我们的最终代理声明，该声明将在我们截至2025年12月31日的财政年度结束后的120天内根据第14A条提交。

第四部分

项目15。展览和财务报表时间表

（a）以下文件作为本10-K表格的一部分提交。

(1)财务报表：

见项目8。—财务报表和补充数据以上。

(2)财务报表附表：

见附表I – Venture Global，Inc.的简明财务信息项目15（c）下面。

(3)展品：

见根据条例S-K第601项要求归档或提供的证物包括在项目15（b）下面。

181

（b）展品


附件编号						说明

3.1†						第二次经修订及重订的法团注册证明书（藉参考于2025年1月27日提交的注册人有关表格8-K的当前报告的附件 3.1而纳入）

3.2†						经修订及重述的附例（藉参考于2025年1月27日提交的注册人有关表格8-K的当前报告的附件 3.2而纳入）

4.1†						根据1934年《证券交易法》第12条注册的注册人证券的说明（通过引用于2025年3月6日提交的10-K表格注册人年度报告的附件 4.1并入）

4.2†						A类普通股证书表格（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 4.1并入）

10.1†						经修订及重订的股东协议（藉参考于2025年1月27日提交的注册人有关表格8-K的当前报告的附件 10.1而纳入）

10.2†						根据Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2021年4月21日签署的经修订和重述的工程、采购和施工协议，由KBR，Inc.为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益于2021年4月21日签署的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.3并入）

10.3†						根据Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2021年4月21日签署的经修订和重述的工程、采购和施工协议，Zachry Holdings，Inc.为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益于2021年4月21日签署的担保协议（通过引用2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.4并入)

10.4†						根据Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2023年1月10日签署的工程、采购和施工协议，由KBR Inc.为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益签订的日期为2023年1月10日的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.18并入）

10.5†						根据Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2023年1月10日签署的工程、采购和施工协议，Zachry Holdings，Inc.为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益签署的日期为2023年1月10日的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.19并入）

10.6†						GWorley Limited根据Venture Global CP2 LNG，LLC和Worley Field Services，Inc.于2023年5月12日签署的工程、采购和施工协议（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.23并入）为Venture Global CP2 LNG，LLC的利益而于2023年6月8日签署的担保协议）

10.7§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2025年4月7日签订的第三份经修订和重述的工程、采购和施工协议（通过参考于2025年8月12日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.1纳入）

10.8§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2025年4月7日签署并于2025年4月7日签署的第三份经修订和重述的工程、采购和建设协议的第7号变更令（通过参考于2025年8月12日提交的注册人关于表格10-Q的季度报告的附件 10.6并入）

10.9§†						第1号修正案，日期为8月 2025年7月29日，至第三份经修订及重述的工程、采购及建造协议，日期为 4月7日，由Venture Global Plaquemines LNG，LLC及KZJV LLC于2025年11月11日提交（通过参考于2025年11月11日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.6纳入）

10.10§						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2025年12月19日对第三份经修订和重述的工程、采购和建设协议的第8号变更令，日期为2025年4月7日

10.11§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2025年4月7日签订并经修订和重述的工程、采购和施工协议（通过参考于2025年8月12日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.2纳入）

10.12§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC与KZJV LLC于及之间于2025年4月7日订立的经修订及重订的工程、采购及建造协议的日期为2025年6月2日的第1号更改令（藉参考于2025年8月12日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.5而纳入）

10.13§						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和KZJV LLC于2025年4月7日签署的经修订和重述的工程、采购和施工协议的日期为2025年11月12日的第2号变更令

10.14§						第1号修正案，截至2025年11月12日，经修订及重述的工程、采购及建造协议，日期为 4月7日，2025，by and between Venture Global Plaquemines LNG，LLC and KZJV LLC

10.15§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Worley Field Services Inc.于2025年6月13日订立并经修订及重订的工程、采购及建造协议（藉参考于2025年8月12日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.7纳入）

182



10.16§†						Venture Global LNG，Inc.和美国能源服务 LLC于2023年4月7日签订的第四份经修订和重述的协议信函（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.32将其并入）

10.17§						Venture Global LNG，Inc.与美国能源服务 LLC于2023年4月7日对第四次经修订和重述的协议函作出日期为2025年12月5日的第1号修订

10.18§						Venture Global LNG，Inc.和美国能源服务 LLC于2023年4月7日对第四次经修订和重述的协议函作出的日期为2025年12月18日的第2号修订

10.19§†						自2022年1月19日起由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC签订的经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.33纳入）

10.20†						根据日期为2021年2月26日的液化火车系统销售采购订单合同，由丨贝克休斯控股贝克休斯控股有限责任公司与Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2021年2月26日为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益签订的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.34）

10.21§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.35）于2022年2月25日对经修订和重述的日期为2022年1月19日的液化火车系统销售采购订单合同的第2号变更令

10.22§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC签署并于2022年1月19日签署的日期为2022年10月24日的经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同的第3号变更令（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.36纳入）

10.23§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC签署并在其之间签署的日期为2022年1月19日的经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同的日期为2023年4月7日的第4号变更令（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.37纳入）

10.24§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.38）于2022年1月19日对经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同发出日期为2023年5月18日的第5号变更令）

10.25§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.39）于2022年1月19日对经修订和重述的销售液化火车系统的采购订单合同发出日期为2023年12月29日的第6号变更令）

10.26§						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2022年1月19日对经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同发出日期为2024年8月7日的第7号变更令

10.27§†						自2022年8月5日起，由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC签订的液化火车系统销售采购订单合同（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明纳入附件 10.40）

10.28†						根据截至2022年8月5日由Baker Hughes美国能源服务TERMLLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC签订的日期为2022年8月5日的液化火车系统销售采购订单合同，由贝克休斯控股 LLC为Venture Global Plaquemines LNG，LLC的利益签订的日期为2022年8月5日的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.41纳入）

10.29§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2022年8月5日签署的日期为2023年4月7日的第1号变更令至销售液化火车系统的采购订单合同（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.42纳入）

10.30§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2022年8月5日签署的日期为2023年5月24日的第2号变更令，改为销售液化火车系统的采购订单合同（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.43）

10.31§†						Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2022年8月5日签署的日期为2024年8月29日的第3号变更令至销售液化火车系统的采购订单合同（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件附件 10.44并入）

183


10.32§†						Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC于2023年4月7日签订的液化火车系统销售采购订单合同（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.45纳入）

10.33§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC于2023年4月7日签订的日期为2024年8月8日的第1号变更令至销售液化火车系统的采购订单合同（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.46）

10.34§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC于2023年4月7日签署的日期为2024年11月15日的第2号变更令至销售液化火车系统的采购订单合同（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明纳入附件 10.47）

10.35§						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC于2023年4月7日签署的日期为2025年8月22日的第3号变更令至销售液化火车系统的采购订单合同

10.36†						截至2024年12月13日由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC签订的液化火车系统销售采购订单合同（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明中的附件 10.48纳入）

10.37†						根据日期为2023年4月7日的液化火车系统销售采购订单合同，由贝克休斯控股 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC为Venture Global CP2 LNG，LLC的利益而签订的日期为2023年4月13日的担保协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的TERM0附件 10.49纳入）

10.38†						根据日期为2024年12月13日的液化火车系统销售采购订单合同，由附件美国能源服务 LLC和Venture Global CP2 LNG，LLC（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订），由贝克休斯控股 LLC为Venture Global CP2 LNG，LLC的利益签订日期为2024年12月13日的担保协议 )

10.39†						根据日期为2024年12月13日的液化火车系统销售采购订单合同，由Venture Global LNG，Inc.为美国能源服务 LLC的利益而订立的日期为2025年1月2日的担保协议，由Baker Hughes美国能源服务 LLC与Venture Global CP2 LNG，LLC签署（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.114）

10.40§†						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC及相互之间于2022年1月19日发出的日期为2025年3月13日的经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同的第8号变更令（通过引用于2025年5月13日提交的注册人的10-Q表格季度报告的附件 10.1纳入）

10.41§						由Baker Hughes美国能源服务 LLC和Venture Global Plaquemines LNG，LLC于2022年1月19日对经修订和重述的液化火车系统销售采购订单合同发出日期为2025年11月26日的第9号变更令

10.42§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和美国能源服务 LLC于2022年8月5日根据销售液化火车系统的采购订单合同签订的日期为2025年8月15日的第4号变更单（通过引用于2025年11月11日提交的注册人的10-Q表格季度报告的附件 10.5并入）

10.43§						Venture Global Plaquemines LNG，LLC和美国能源服务 LLC于2022年8月5日根据销售液化火车系统的采购订单合同签订的日期为2025年11月26日的第5号变更单

10.44§†						Venture Global Calcasieu Pass，LLC与JADP Venture，LLC（JADP Venture，LLC）于2019年7月15日签订的经修订和重述的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.51并入）

10.45§†						Venture Global Calcasieu Pass，LLC和JADP Venture，LLC于2023年12月12日对经修订和重述的地面租赁协议进行第一次修订（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.52并入）

10.46§†						Venture Global Calcasieu Pass，LLC和Henry Venture LLC于2019年6月20日签订的经修订和重述的地面租赁协议（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.53纳入）

10.47§†						Venture Global Plaquemines LNG，LLC与Plaquemines Port Harbor and Terminal District于2021年7月19日签订的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.54并入）

10.48§†						Plaquemines Land Ventures，LLC与Plaquemines Port Harbour and Terminal District于2022年1月19日签署的地面租赁协议（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.55纳入）

184


10.49§†						Cameron Land Ventures，LLC与J.A. Davis Properties，LLC于2023年9月19日签订的经修订和重述的土地租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.56并入）

10.50§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Wilma Davis Bride Family，LLC于2023年10月12日签订的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.57纳入）

10.51§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Ardoin Henry，LLC于2023年10月12日签署的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.58纳入）

10.52§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Miller Estate Leasing Company，LLC于2023年10月12日签署的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.59纳入）

10.53§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Charlotte Ann LaBove和Carlotta Ann Savoie于2023年10月12日签署的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.60并入）

10.54§†						Venture Global CP2 LNG，LLC与Cameron Parish Port，Harbour and Terminal District于2023年10月24日签订的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.61并入）

10.55§†						Venture Global Calcasieu Pass，LLC和Henry Venture，LLC于2019年3月11日签署的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.62并入）

10.56§†						Venture Global CP2 LNG，LLC和JADP Venture，LLC于2023年12月12日签署的地面租赁协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.63并入）

10.57§†						Calcasieu Pass Funding，LLC和其中指定的成员之间日期为2019年8月19日的有限责任公司协议（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.64纳入）

10.58†						有限责任公司协议，日期为2019年8月19日，由Calcasieu Pass Holdings，LLC与其中指名的成员签署并在他们之间签署（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.65纳入）

10.59†						截至2021年2月8日Calcasieu Pass Funding，LLC的有限责任公司协议的第1号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.66纳入）

10.60†						截至2021年2月8日Calcasieu Pass Holdings，LLC的有限责任公司协议的第1号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.67纳入）

10.61†						截至2021年10月27日Calcasieu Pass Funding，LLC的有限责任公司协议的第2号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.68纳入）

10.62†						截至2021年10月27日Calcasieu Pass Holdings，LLC的有限责任公司协议的第2号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.69并入）

10.63†						截至2022年7月30日Calcasieu Pass Funding，LLC的有限责任公司协议的第3号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.70纳入）

10.64†						截至2022年7月30日Calcasieu Pass Holdings，LLC的有限责任公司协议的第3号修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.71并入）

10.65§†						截至2019年8月19日，由Venture Global Calcasieu Pass，LLC、TransCameron Pipeline，LLC、其不时贷款方、其不时发卡银行、法国外贸银行纽约分行（Natixis New York Branch）作为信贷融资代理和瑞穗银行（USA）作为抵押品代理（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.72并入）

10.66§†						截至2019年8月19日，Venture Global Calcasieu Pass，LLC、TransCameron Pipeline，LLC、Natixis，New York Branch（作为信贷融资代理）、瑞穗银行（Mizuho Bank，Ltd.）作为债权人间代理以及彼此之间不时签订的贷款共同条款协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.73并入）

185


10.67†						就日期为2019年8月19日的共同条款协议及日期为2019年8月19日的信贷融资协议而言，同意及修订日期为2020年12月28日的共同条款协议及信贷融资协议（透过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.74）

10.68†						就共同条款协议（日期为2019年8月19日）及信贷融资协议（日期为2019年8月19日）而言，对共同条款协议的第二次修订及对截至2021年1月26日的信贷融资协议的同意（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.75并入）

10.69§†						就截至2019年8月19日的信贷融资协议而言，截至2021年9月30日的信贷融资协议的同意及修订（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.76）

10.70†						共同条款协议的第三次修订、共同证券及账户协议的第一次修订及于2022年5月25日就共同条款协议（日期为2019年8月19日）、共同证券及账户协议（日期为2019年8月19日）及信贷融资协议（日期为2019年8月19日）的第三次修订、共同证券及账户协议的第一次修订及信贷融资协议的同意（藉藉参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.77）

10.71†						共同条款协议的第四次修订及信贷融资协议的第二次修订，日期为2022年10月12日，有关共同条款协议的日期为2019年8月19日，及信贷融资协议的日期为2019年8月19日（藉参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.78而纳入）

10.72§†						共同条款协议的第五次修订及共同证券及账户协议的第三次修订，日期为2023年2月27日，有关共同条款协议的日期为2019年8月19日，及共同证券及账户协议的日期为2019年8月19日（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.79）

10.73†						截至2023年5月26日就信贷融资协议作出的信贷融资协议的第三次修订，日期为截至2019年8月19日（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.80）

10.74†						共同条款协议的第六次修订及共同证券及账户协议的第四次修订，日期为2023年6月30日，有关共同条款协议的日期为2019年8月19日，及共同证券及账户协议的日期为2019年8月19日（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.81）

10.75§†						共同条款协议的第七次修订及共同证券及账户协议的第五次修订，日期为2024年10月23日，有关共同条款协议的日期为2019年8月19日，及共同证券及账户协议的日期为2019年8月19日（透过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.82）

10.76§†						截至2021年8月5日，由作为发行人的Venture Global Calcasieu Pass，LLC、作为担保人的TransCameron Pipeline LLC和作为受托人的纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签署的关于发行人2029年到期的3.875%优先有担保票据和2031年到期的4.125%优先有担保票据的契约（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.83并入）

10.77§†						第一份补充契约，日期为2021年11月22日，由Venture Global Calcasieu Pass，LLC、TransCameron Pipeline LLC和纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签署，日期为2021年8月5日的契约（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.84）

10.78§†						截至2023年1月13日，由Venture Global Calcasieu Pass，LLC、TransCameron Pipeline LLC和纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签署的日期为截至2021年8月5日的契约的第二份补充契约（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.85）

10.79§†						截至2023年3月13日，由Venture Global Plaquemines LNG，LLC、Venture Global Gator Express，LLC、不时与之订立的贷款方、不时与之订立的发卡银行、法国外贸银行纽约分行（Natixis，New York Branch）作为信贷融资代理及加拿大皇家银行（Royal Bank of Canada，as Collateral Agreement，日期为2023年3月13日的经修订及重订的信贷融资协议（参照于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.86并入）

10.80†						截至2023年3月13日，Venture Global Plaquemines LNG，LLC、Venture Global Gator Express，LLC、Natixis，New York Branch（作为信贷融通代理）和加拿大皇家银行（作为债权人间代理）就贷款签订的经修订和重述的共同条款协议（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.87并入）

10.81†						共同条款协议第1号修订，日期为2023年9月29日，有关经修订及重述的共同条款协议，日期为2023年3月13日（藉参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.88而纳入）

186


10.82†						就经修订及重述的共同条款协议而言，于2024年5月15日就共同条款协议作出第2号修订及共同证券及账户协议作出第1号修订，日期为2023年3月13日（藉参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.89并入）

10.83§†						共同条款协议的第3号修订，日期为2024年10月23日，有关经修订及重述的共同条款协议，日期为2023年3月13日（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.90并入）

10.84†						截至2023年5月26日，由Venture Global LNG，Inc.（作为发行人）与作为受托人和抵押代理人的纽约梅隆银行信托公司（N.A.）签订的关于发行人2028年到期的8.125%优先有担保票据和2031年到期的8.375%优先有担保票据（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.91）的契约

10.85†						Venture Global LNG，Inc.与纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签订的日期为2023年9月25日的第一份补充契约，涉及日期为2023年5月26日的契约（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.92并入）

10.86†						截至2023年9月28日由Venture Global Commodities，LLC、Venture Global LNG，Inc.和纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签署的第二份补充契约，内容涉及截至2023年5月26日的契约（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.93并入）

10.87§†						第三份补充契约，日期为2023年10月24日，由Venture Global Commodities，LLC、Venture Global LNG，Inc.和纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.签署，与契约有关，日期为2023年5月26日（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.94）

10.88†						截至2023年10月24日，由Venture Global LNG，Inc.（作为发行人）与作为受托人和抵押代理人的纽约梅隆银行信托公司（N.A.）签订的关于发行人2029年到期的9.500%优先有担保票据和2032年到期的9.875%优先有担保票据（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.95并入）

10.89§†						截至2023年11月8日，Venture Global LNG，Inc.与纽约梅隆银行信托公司（N.A.）就截至2023年10月24日的契约签订的日期为2023年11月8日的第一份补充契约（通过参考2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.96并入）

10.90†						作为发行人的Venture Global LNG，Inc.与作为受托人和抵押代理人的纽约梅隆银行 Trust Company，N.A.于2024年7月24日就发行人于2030年到期的7.00%优先有担保票据（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.97纳入）订立的契约

10.91§†						共同条款协议第八次修订，日期为2025年3月4日，就共同条款协议而言，日期为2019年8月19日（通过参考于2025年3月6日提交的10-K表格的注册人年报的附件 10.12 3）

10.92§†						日期为2025年4月21日的契约，由作为发行人的Venture Global Plaquemines LNG，LLC、作为担保人的Venture Global Gator Express，LLC、作为受托人的Regions Bank以及可能不时成为其订约方的各担保人就发行人于2033年到期的7.50%优先有担保票据及2035年到期的7.75%优先有担保票据（通过参考于2025年8月12日提交的注册人的表格10-Q的季度报告的附件 10.3并入）

10.93§†						F由Venture Global Plaquemines LNG，LLC（作为发行人）、Venture Global Gator Express，LLC（作为担保人）和Regions Bank（作为受托人）于2025年7月3日签署的与日期为2025年4月21日的契约有关的第一份补充契约（通过引用于2025年11月11日提交的注册人的10-Q表格季度报告的附件 10.1并入）

10.94						截至2025年12月9日由Venture Global Plaquemines LNG，LLC、Venture Global Gator Express，LLC和Regions Bank签署的与截至2025年4月21日的契约有关的第二份补充契约

10.95§†						就经修订及重述的共同条款协议（日期为2023年3月13日）及经修订及重述的信贷融资协议（日期为2023年3月13日）同意及修订共同条款协议及截至2025年5月27日的信贷融资协议（藉参考于2025年8月12日提交的表格10-Q的注册人季度报告的附件 10.4而纳入）

10.96§†						截至2025年7月28日，Venture Global CP2 LNG，LLC（作为借款人）、Venture Global CP Express，LLC和CP2 Procurement，LLC（作为担保人）、MUFG银行股份有限公司（作为信贷融资代理和债权人间代理）以及可能不时成为其缔约方的彼此融资代理（通过参考于2025年11月11日提交的注册人的表格10-Q的季度报告的附件 10.2并入）的贷款共同条款协议

10.97§†						CP2 LNG Holdings，LLC（作为借款人）、其不时的几个贷款方与作为行政代理人的新斯科舍银行休斯顿分行签订的日期为2025年7月28日的信贷协议（通过参考于2025年11月11日提交的表格10-Q上的注册人季度报告的附件 10.3并入）

187


10.98§†						Venture Global CP2 LNG，LLC（作为借款人）、Venture Global CP Express，LLC和CP2 Procurement，LLC（作为担保人）、不时作为其一方的放贷人、不时作为其一方的发卡银行、作为信贷融资代理的MUFG银行有限公司以及作为抵押品代理的三井住友银行于2025年7月28日签订的信贷融资协议（通过参考于2025年11月11日提交的注册人的10-Q表格季度报告的附件 10.4并入）

10.99†						Blackfin Pipeline，LLC（作为借款人）、Blackfin Pipeline Pledgor，LLC（作为母公司）、Blackfin Supply LLC（作为许可子公司）、MUFG银行股份有限公司（作为行政代理人）、三井住友银行（Sumitomo Mitsui Banking Corporation）（作为抵押代理人）与贷款方之间日期为2025年9月29日的信贷协议（通过参考于2025年11月11日提交的10-Q表格上的注册人季度报告的附件 10.7并入）

10.100†						Blackfin Pipeline，LLC（作为借款人）、Blackfin Pipeline Pledgor，LLC（作为母公司）、Blackfin Supply LLC（作为许可子公司）、MUFG银行有限公司（作为行政代理人）、三井住友银行（Sumitomo Mitsui Banking Corporation）（作为抵押代理人）与贷款方之间日期为2025年9月29日的信贷协议（通过参考于2025年11月11日提交的10-Q表格上的注册人季度报告的附件 10.8并入）

10.101						就截至2019年8月19日的共同条款协议、截至2019年8月19日的共同证券和账户协议和截至2019年8月19日的信贷融资协议而言，截至2025年10月7日的《共同条款协议》第九修正案、《共同证券和账户协议》第六修正案和《信贷融资协议第四修正案》

10.102†						TLA/Revolver信贷协议第1号修订，日期为2025年10月10日，由Blackfin Pipeline，LLC（作为借款人）、Blackfin Pipeline Pledgor，LLC（作为母公司）、Blackfin Supply LLC（作为许可子公司）、MUFG银行有限公司（作为行政代理人）、三井住友银行（Sumitomo Mitsui Banking Corporation）（作为抵押代理人）以及贷款方不时（通过参考于2025年11月11日提交的10-Q表格上的注册人季度报告的附件 10.9并入）

10.103†						截至2025年10月10日，Blackfin Pipeline，LLC（作为借款人）、Blackfin Pipeline Pledgor，LLC（作为母公司）、Blackfin Supply LLC（作为许可子公司）、MUFG银行股份有限公司（作为行政代理人）、三井住友银行（Sumitomo Mitsui Banking Corporation）（作为抵押代理人）与贷款方不时订立的TLB信贷协议第1号修订（通过参考于2025年11月11日提交的10-Q表格上的注册人季度报告的附件 10.10并入）

10.104§						截至2025年11月7日，Venture Global LNG，Inc.作为借款人、不时作为担保方、不时作为担保方的贷款人和发行银行以及作为行政代理人的三井住友银行之间的信贷和担保协议

10.105†						Venture Global Commodities，LLC和Venture 伙伴全球，LLC于2014年12月1日签订的管理服务协议（通过引用附件 10.98并入注册人于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册声明）

10.106†						由Venture Global LNG，Inc.与Venture 伙伴全球，LLC于2015年4月20日签订的第二份经修订和重述的管理服务协议（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.99纳入）

10.107†						Venture Global LNG，Inc.9.00 %系列A固定利率重置累积可赎回永久优先股指定证书于2024年9月30日向特拉华州州务卿提交（通过引用于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.100并入）

10.108#						Venture Global，Inc.2023年股票期权计划（2026年2月9日修订和重述）

10.109#†						Venture Global，Inc.2023年股票期权计划非合格股票期权协议的表格（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.102并入）

10.110#†						Venture Global，Inc.2025年综合激励计划（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.103纳入）

10.111#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Michael Sabel签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.104并入）

10.112#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Jonathan Thayer签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.105并入）

10.113#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Robert Pender签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.106纳入）

10.114#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Thomas Earl签订的执行人员经修订和重述的服务协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.107并入）

10.115#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Keith Larson签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.108纳入）

188


10.116#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Brian Cothran签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.109并入）

10.117#§†						截至2025年1月10日，Venture Global LNG，Inc.与Fory Musser签订的高管雇佣协议（通过引用于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.110纳入）

10.118#†						限制性契诺协议表格（藉参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.11 1而纳入）

10.119#†						赔偿协议表格（通过参考于2024年12月20日提交的表格S-1上的注册人注册声明的附件 10.112并入）

10.120#†						Venture Global，Inc.2025年综合激励计划针对员工、顾问和顾问的非合格股票期权协议的表格（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.115纳入）

10.121#†						Venture Global，Inc.2025年综合激励计划董事非合格股票期权协议表格（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.116纳入）

10.122†						F Venture Global，Inc.2025年综合激励计划激励股票期权协议的Orm（通过引用纳入于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.117）

10.123#†						Venture Global，Inc.2025年综合激励计划员工、顾问和顾问的限制性股票协议表格（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.118纳入）)

10.124#†						Venture Global，Inc.2025年综合激励计划董事限制性股票协议的表格（通过参考于2025年1月13日提交的表格S-1上的注册人注册声明的第1号修订的附件 10.119纳入）

10.125#†						Venture Global，Inc.董事薪酬政策（通过参考于2025年3月6日提交的10-K表格的注册人年度报告的附件 10.120纳入）

10.126#†						Venture Global，Inc.管理层激励计划（通过参考于2025年3月6日提交的10-K表格的注册人年度报告的附件 10.12 1纳入）

19†						内幕交易政策和程序（以引用方式并入到注册人于2025年3月6日提交的表格10-K年报）

21.1						注册人的附属公司

23.1						独立注册会计师事务所的同意

31.1						根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的1934年《证券交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条对首席执行干事进行认证

31.2						根据《1934年证券交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条对首席财务官进行认证，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过

32.1						根据18 U.S.C.第1350条对首席执行官的认证，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过

32.2						根据18 U.S.C.第1350条对首席财务官进行认证，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过

97†						与追讨错误判给的补偿有关的政策（以引用方式并入登记人于2025年3月6日就表格10-K提交的年报）


†			以引用方式并入。
#			表示管理合同或补偿计划。
§			根据条例S-K、项目601（a）（6）和/或项目601（b）（10）（四），该展品的部分已被省略。

189

（c）财务报表附表

附表一— Venture Global，Inc.简明财务信息财务信息

190

Venture Global，INC。

附表一简明父母财务资料

资产负债表

（百万）


	12月31日，
	2025		2024

物业、厂房及设备
流动资产
现金	$	—	$	—
流动资产总额	—		—
对子公司投资，净额	6,742		2,972
其他非流动资产	3		7
总资产	$	6,745	$	2,979

负债和权益
流动负债
应付账款	$	1	$	1
应计负债和其他负债	1		81
流动负债合计	2		82
负债总额	2		82

股权
Venture Global，Inc.股东权益	6,743		2,897
负债总额和权益	$	6,745	$	2,979

见附表一附注。

191

Venture Global，INC。

附表一简明父母财务资料

业务报表

（百万）


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

来自子公司的管理费	$	—	$	—	$	5

营业费用
一般和行政费用	10		3		2
总运营费用	10		3		2

业务收入（损失）	( 10 )		( 3 )		3

其他费用
利息支出，净额	—		—		( 29 )
其他费用合计	—		—		( 29 )

所得税前亏损及附属公司权益收入	( 10 )		( 3 )		( 26 )
减：所得税优惠	( 2 )		( 1 )		—
加：子公司收益中的权益，扣除所得税	2,268		1,545		2,707

净收入	$	2,260	$	1,543	$	2,681

见附表一附注。

192

Venture Global，INC。

附表一简明父母财务资料

现金流量表

（百万）


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

经营活动	$	( 10 )	$	( 5 )	$	6

投资活动
资本支出	—		—		( 1 )
投资活动使用的现金净额	—		—		( 1 )

融资活动
首次公开发行A类普通股	1,750		—		—
来自附属公司的分派	143		90		71
对子公司的贡献	( 1,680 )		—		—
股息及分派的支付	( 163 )		( 80 )		( 149 )
融资和发行费用	( 75 )		( 5 )		( 42 )
发行债务	—		—		115
其他融资活动	35		—		—
筹资活动产生（使用）的现金净额	10		5		( 5 )

现金净减少	—		—		—
期初现金	—		—		—
期末现金	$	—	$	—	$	—

见附表一附注。

193

Venture Global，INC。

父母的简明财务资料附注

附注1 –列报依据

简明财务报表代表美国证券交易委员会S-X5-04条例要求Venture Global，Inc.（“Venture Global”或“母公司”）提供的财务信息。Venture Global成立于2023年9月19日。

在简明财务报表中，母公司对子公司的投资按权益会计法下归属于Venture Global的净额列报。在这种方法下，关联公司的资产和负债不并表。附属公司的净资产投资反映在简明资产负债表上。附属公司的经营收益或亏损净额在附属公司的权益或收益中列报，不包括来自非控股权益的收益或亏损。除每股金额或另有说明外，表格中列示的美元金额以百万为单位。

Venture Global的大量运营、投资和融资活动由其关联公司进行。简明财务报表应与Venture Global的合并财务报表一并阅读。

股票拆分

于2025年1月27日，母公司实施约 4,520.3317 -继母公司于2025年1月27日完成的IPO生效后，其A类普通股的一次远期股票分割（“股票分割”）。这些简明财务报表中的所有A类普通股股份和每股金额已进行追溯调整，以反映股票分割的影响。

2023年重组交易

2023年9月，Venture Global是某些重组交易（“重组交易”）的一方，据此，VG Partners当时的全资子公司、VGLNG的控股股东Legacy VG Partners与Venture Global合并为Venture Global（“2023合并”），VG Partners收 2.0 亿股Venture Global A类普通股换取 100 其在Legacy VG Partners的股权的%。就重组交易而言，非控股VGLNG股东、持 84,272 VGLNG已发行和流通的C系列普通股的股份，收到 381 万股Venture Global A类普通股，以 4,520.3317 -以一股兑换其持有的VGLNG股份（“NCI收购”）。在2023年9月重组交易完成后，VGLNG普通股的所有先前股份均已清退。作为重组交易的一部分，没有兑换现金，Venture Global产生了$ 40 百万与其成立和发行其A类普通股股份有关的第三方交易费用。

2023年合并作为同一控制下实体之间的交易入账。在2023年合并之前，Venture Global作为一个独立实体，没有运营，也没有资产或负债。重组交易之前期间的简明财务报表中包含的财务业绩和其他信息是在追溯基础上应用的，反映了Legacy VG Partners的情况。

附注2 –对子公司的投资

截至2023年12月31日止年度，重组交易前，VGLNG购回 5,000 其B系列普通股的股份和 81,896 其C系列普通股的股份，价格为$ 1.6 十亿。VGLNG回购其已发行普通股使Venture Global对子公司的控股权增至 83.8 %，并作为股权交易入账。为反映所有权权益的这一变化，母公司确认了$ 1.1 截至2023年12月31日止年度对子公司的投资减少10亿元。

194

Venture Global，INC。

父母的简明财务资料附注

重组交易后，Venture Global拥有 100 %的VGLNG。见附注1 –列报依据供进一步讨论。

附注3 –权益

首次公开发行股票及关联交易

2025年1月27日母公司完成IPO发行销售情况 70 百万股A类普通股，面值$ 0.01 ，公开发行价格为$ 25.00 每股。母公司收到收益$ 1.7 亿，扣除承销折扣和佣金$ 70 万美元，发行费用为$ 10 百万。在首次公开募股完成之前，VG Partners持有的所有A类普通股股份，约为 1.97 亿股股份，转换为同等数量的B类普通股。

优先股和普通股

母公司的A类普通股有一每股投票权及其B类普通股已十个每股投票。A类普通股和B类普通股的面值为$ 0.01 每股。

截至2024年12月31日，母公司已 1 万股优先股， 4.5 亿股A类普通股和 1 百万股B类普通股授权发行。针对母公司于2025年1月进行的IPO，母公司修订并重述了公司注册证书，并修订了授权发行的股份数量。截至2025年12月31日，母公司已 200 万股优先股， 4.4 亿股A类普通股和 3.0 亿股B类普通股授权发行。

股息

截至2025年12月31日止年度,母公司董事会宣布分红$ 0.03 向其已发行普通股持有人支付的每股收益，已于2025年12月31日终了年度支付总额为$ 83 百万。

截至2024年12月31日止年度，母公司董事会宣布向母公司已发行普通股持有人支付现金股息，总额为$ 160 按比例支付的百万四个等额分期付款$ 40 百万以上四个自2024年9月30日起，在每个此类日历季度的最后一个营业日的连续日历季度。

股票补偿

就重组交易而言，于2023年9月25日，Venture Global采纳经修订的2023年股票期权计划计划（“2023年计划”），该计划取代了2014年股票期权计划（“前任计划”）。根据2023年计划，先前根据前任计划授出及其后尚未行使的所有期权（代表购买期权 86,664 VGLNG的A系列普通股）的股份自动转换，在a 4,520.3317 -根据前任计划的条款并根据前任计划的条款，在一个基础上，转换为购买Venture Global A类普通股股份的期权，但须遵守2023年计划的条款和条件。2023年计划的条款和条件与前任计划之间没有其他重大差异。2023年计划通过后规定发放约 429 万股Venture Global的A类普通股。如下文所述，根据2023年计划，不得再授予任何奖励。

针对母公司于2025年1月的IPO，Venture Global采用了Venture Global，Inc. 2025年综合激励计划（“综合激励计划”），根据该计划，Venture Global子公司的员工可能会在未来获得股权激励补偿，包括股票期权、限制性股票单位和其他奖励。截至2025年1月综合激励计划生效之日，所有股

195

Venture Global，INC。

父母的简明财务资料附注

根据2023年计划仍可供发行根据综合激励计划成为可供发行且将不会根据2023年计划授予进一步的股权奖励。截至综合激励计划生效时，在2023年计划下仍未兑现的奖励将在2023年计划下并受制于2023年计划的条款和条件。根据综合激励计划授权发行的A类普通股股份总数约为 172 万股，并在此后每年进行自动常青增持。

附注4 –补充现金流量信息

下表对现金流信息进行了补充披露：


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023

应计股息和分配	$	—	$	80	$	—
子公司发生的Venture Global股票补偿	22		7		141

196

项目16。表格10-K摘要

没有。

197

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10-K表格，并因此获得正式授权。

日期：2026年3月2日


Venture Global，INC。
签名：			/s/迈克尔·萨贝尔
			姓名：Michael Sabel
			职称：首席执行官

根据1934年《证券交易法》的要求，本10-K表格已由以下人员代表注册人并以身份和在所示日期签署如下。


签名	标题	日期
/s/迈克尔·萨贝尔	首席执行官、董事、董事会执行联席主席和创始人（首席执行官）	2026年3月2日
迈克尔·萨贝尔
/s/罗伯特·彭德	执行联席主席、董事、董事会执行联席主席、创办人	2026年3月2日
罗伯特·彭德
/s/乔纳森·塞耶	首席财务官（首席财务官）	2026年3月2日
乔纳森·塞耶
/s/莎拉·布雷克	首席会计官（首席会计干事）	2026年3月2日
莎拉·布雷克
/s/Sari Granat	董事	2026年3月2日
Sari Granat
/s/Andrew Orekar	董事	2026年3月2日
安德鲁·奥雷卡
/s/Thomas J. Reid	董事	2026年3月2日
Thomas J. Reid
/s/吉米·斯塔顿	董事	2026年3月2日
吉米·斯塔顿
/s/Roderick Christie	董事	2026年3月2日
Roderick Christie

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