美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-Q
或
委托文件编号
001-42486
（注册人在其章程中指明的确切名称）
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| （公司所在州或其他司法管辖区或组织的其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号码） | |||||||||||||
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| （主要行政办公室地址） | ||||||||||||||
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(
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| （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 | ||||||||||||
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根据该法第12（g）节注册的证券：无
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用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。
有
否☐
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。
有
否☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。（勾选一项）：
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大型加速申报器☐加速申报器☐
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较小的报告公司
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新兴成长型公司
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如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是☐否
☒
截至2025年10月30日，注册人A类普通股的流通股数为
479,506,138
，而注册人已发行的B类普通股的股份数目为
1,968,604,458
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目 录
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关键术语词汇表
除非另有说明或上下文另有要求，如本表10-Q所用：
◦黑鳍指Blackfin Pipeline，LLC，为公司透过其全资附属公司Venture Global Midstream Holdings，LLC与从事开发及建设的WhiteWater Development LLC的合营企业黑鳍pipeline；
◦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；
◦Blackfin管道，Blackfin正在开发的连接科罗拉多县和德克萨斯州贾斯珀县的约3.3 BCF/d天然气管道系统；
◦Calcasieu资金指Calcasieu Pass Funding，LLC；
◦Calcasieu控股公司指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；
◦CODM指我们的首席运营决策者，他是我们的首席执行官；
◦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整；
◦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；
◦公司， 我们，我们的，我们或类似术语是指Venture Global，Inc.及其子公司的统称；
◦商品费用指与与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；
◦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；
1
◦CP2控股指CP2 LNG Holdings，LLC；
◦CP2采购指CP2 Procurement，LLC；
◦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；
◦CP3指Venture Global CP3 LNG，LLC；
◦正大快递指Venture Global CP Express，LLC；
◦德尔塔指Venture Global Delta LNG，LLC；
◦美国能源部指美国能源部；
◦DS & S指我们通过VG商品开展的直接销售和运输业务；
◦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的所有必要许可；
◦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并将液化天然气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公认的会计原则；
◦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）；
◦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；
◦首次公开发行股票指公司于2025年1月就首次公开募股向其若干雇员授予购买A类普通股的股票期权；
◦Kagami 1指Project Kagami 1 Limited；
◦Kagami 2指Project Kagami 2 Limited；
◦Kagami公司是指Kagami 1和Kagami 2，共同；
◦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，过冷至-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；
◦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Calcasieu项目和Plaquemines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；
◦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；
2
◦再气化指LNG从LNG运输船卸载后，加热LNG使其从液态转化为气态的过程；
◦SEC指证券交易委员会；
◦SOFR指美国有担保隔夜融资利率；
◦SPA指LNG买卖协议；
◦股票拆分指我们在首次公开募股时实施的A类普通股约4,520.3317比1的远期股票分割；
◦TBTU指万亿英热单位；
◦TCP指TransCameron Pipeline，LLC；
◦测试LNG销售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；
◦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；
◦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系列固定利率重置累计可赎回永久优先股；
◦VGPL指Venture Global Plaquemines LNG，LLC；
◦VGPL高级有担保票据指VGPL 2033 Notes、VGPL 2034 Notes、VGPL 2035 Notes和VGPL 2036 Notes，统称；
◦VIE指可变利益实体；和
◦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。
3
关于前瞻性陈述的警示性陈述
本10-Q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诸如“可能”、“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“预期”、“计划”、“项目”、“打算”、“预期”、“相信”、“估计”、“预测”、“潜在”、“追求”、“目标”、“继续”等术语来识别，这些术语或其他类似术语的否定。
这些前瞻性陈述受有关我们的风险、不确定性和假设的影响，可能包括对我们未来财务业绩的预测、对我们项目的开发、建设、调试和完成的预期、对我们项目成本的估计以及建设和调试我们项目的时间表、我们预期的增长战略和影响我们业务的预期趋势。这些陈述只是基于我们目前对未来事件的预期和预测的预测。有一些重要因素可能导致我们的实际结果、活动水平、业绩或成就与前瞻性陈述中明示或暗示的结果、活动水平、业绩或成就存在重大差异。这些因素包括以下方面：
•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未来的项目和相关资产，并且我们可能无法以可接受的条款获得此类融资，或者根本无法获得此类融资；
•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Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目、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LNG罐车以及我们的再气化终端使用权；
•我们可能无法准确估计我们项目的成本，以及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；
•关于未来全球贸易动态、国际贸易协定和美国对国际贸易立场的不确定性，包括关税的影响；
•我们可能无法签订必要的合同来建设CP2项目的第二阶段，即CP3项目， Delta项目，或任何潜在的补强扩张，在及时的基础上或在我们可以接受的条件下；
4
•我们可能无法与客户就CP2项目二期、CP3项目、Delta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进行COD后SPA或以其他方式出售；
•我们依赖我们的EPC和其他承包商成功完成我们的项目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所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；
•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；
•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和政府法规对合规成本、运营和/或建设成本和限制的潜在影响；
•我们的负债水平，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
•与项目1a下讨论的其他因素有关的风险。—风险因素我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告。
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，我们也无法评估所有因素对我们业务的影响或任何因素或因素组合可能在多大程度上导致实际结果与我们可能做出的任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。 鉴于这些不确定性，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。
5
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。
6
第一部分
项目1。财务报表
7
Venture Global，INC。
简明合并资产负债表
（百万，共享信息除外）
（未经审计）
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
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| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 流动资产 | |||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
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| 受限制现金 |
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| 应收账款 |
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| 库存，净额 |
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| 衍生资产 |
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| 预付费用及其他流动资产 |
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| 流动资产总额 |
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| 固定资产、工厂及设备，净值 |
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| 使用权资产 |
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| 非流动受限制现金 |
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| 递延融资成本 |
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| 非流动衍生资产 |
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| 其他非流动资产 |
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| 总资产 | $ |
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| 负债和权益 | |||||||||||
| 流动负债 | |||||||||||
| 应付账款 | $ |
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| 应计负债和其他负债 |
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| 长期债务的流动部分，净额 |
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| 流动负债合计 |
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| 长期债务，净额 |
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| 非流动经营租赁负债 |
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| 递延税项负债，净额 |
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| 其他非流动负债 |
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| 负债总额 |
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承付款项和或有事项（附注14）
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| 子公司可赎回股票 |
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| 股权 | |||||||||||
| Venture Global，Inc.股东权益 | |||||||||||
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A类普通股，面值$
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B类普通股，面值$
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| 额外实缴资本 |
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| 留存收益 |
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| 累计其他综合损失 | (
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| Total Venture Global，Inc.股东权益 |
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| 非控股权益 |
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| 总股本 |
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| 负债总额和权益 | $ |
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随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
8
Venture Global，INC。
简明合并经营报表
（单位：百万，每股信息除外）
（未经审计）
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 收入 | $ |
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| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||
| 销售成本（不含下文单独列示的折旧和摊销） |
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| 运营和维护费用 |
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| 一般和行政费用 |
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| 开发费用 |
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| 折旧及摊销 |
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| 总运营费用 |
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| 经营收入 |
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| 其他收入（费用） | |||||||||||||||||||||||
| 利息收入 |
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| 利息支出，净额 | (
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| 利率互换收益（损失） | (
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(
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(
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| 融资交易损失 | (
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(
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(
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(
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| 外币交易损失 | (
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(
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| 其他收入（费用）总额，净额 | (
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(
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(
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| 所得税费用前收入（亏损） （福利） |
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(
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| 所得税费用（收益） |
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(
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| 净收入（亏损） |
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(
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减：归属于子公司可赎回股票的净利润
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减：归属于非控股权益的净利润
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减：VGLNG A系列优先股股息
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| 归属于共同股东的净收入（亏损） | $ |
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| 每股基本收益（亏损） | |||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股股东的每股净收益（亏损）—基本 | $ |
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普通股加权平均数
卓越—基本(a)
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| 每股摊薄收益（亏损） | |||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——摊薄 | $ |
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普通股加权平均数
未偿还——稀释(a)
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(a)
见
注1 –一般
关于进一步讨论
4,520.3317
-与公司IPO相关的一次远期股票分割。
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
9
Venture Global，INC。
综合收益简明合并报表
（百万）
（未经审计）
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ |
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| 其他综合收益 | |||||||||||||||||||||||
| 现金流量套期，净额 | |||||||||||||||||||||||
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重新分类为收益，扣除所得税费用$
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| 综合收入（损失） |
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(
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减：归属于子公司可赎回股票的综合收益
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| 减：归属于非控股权益的综合收益 |
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| 减：VGLNG A系列优先股股息 |
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| 归属于共同股东的综合收益（亏损） | $ |
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$ | (
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$ |
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随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
10
Venture Global，INC。
简明合并权益变动表
（百万）
（未经审计）
| 股东权益 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 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 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 |
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| 净收入 | — | — | — | — | — |
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| 股票补偿 | — | — | — | — | (
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— | — | (
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| 附属公司股息及分派 | — | — | — | — | — | (
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(
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| 其他综合收益 | — | — | — | — | — | — |
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| A类普通股转换为B类普通股 | (
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(
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| 发行A类普通股，净额 |
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| 2025年3月31日余额 |
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| 净收入 | — | — | — | — | — |
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— |
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| 股票补偿 |
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— | — | — |
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— | — |
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— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 附属分配 | — | — | — | — | — | — | — | — | (
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| 其他综合收益（亏损） | — | — | — | — | — | — |
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(
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| 2025年6月30日余额 |
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| 净收入 | — | — | — | — | — |
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| 股票补偿 |
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— | — | — |
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— | — |
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| 就普通股宣派的股息 | — | — | — | — | — | (
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— | (
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— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 附属分配 | — | — | — | — | — | — | — | — | (
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| 其他综合收益 | — | — | — | — | — | — |
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| 2025年9月30日余额 |
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$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股东权益 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 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 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2023年12月31日余额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | — | — | — | — | — |
|
— |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股票补偿 | — | — | — | — | (
|
— | — | (
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 附属分配 | — | — | — | — | — | — | — | — | (
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他综合收益 | — | — | — | — | — | — |
|
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年3月31日余额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入 | — | — | — | — | — |
|
— |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股票补偿 | — | — | — | — | (
|
— | — | (
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 附属分配 | — | — | — | — | — | — | — | — | (
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他综合收益 | — | — | — | — | — | — |
|
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年6月30日余额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | — | — | — | — | — | (
|
— | (
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股票补偿 | — | — | — | — |
|
— | — |
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 就普通股宣派的股息 | — | — | — | — | — | (
|
— | (
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 附属分配 | — | — | — | — | — | — | — | — | (
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他综合收益 | — | — | — | — | — | — |
|
|
— | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 发行VGLNG优先股， 净 |
— | — | — | — | — | — | — | — |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年9月30日余额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
11
Venture Global，INC。
简明合并现金流量表
（百万）
（未经审计）
| 九个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 经营活动 | |||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 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 |
|
(
|
|||||||||
| 衍生品结算产生的现金，净额 |
|
|
|||||||||
| 融资交易损失 |
|
|
|||||||||
| 递延税款 |
|
|
|||||||||
| 非现金利息支出 |
|
|
|||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|||||||||
| 股票补偿 |
|
|
|||||||||
| 经营性资产负债变动情况： | |||||||||||
| 应收账款 | (
|
|
|||||||||
| 存货 | (
|
(
|
|||||||||
| 预付费用及其他流动资产 | (
|
|
|||||||||
| 应付账款和应计负债 |
|
|
|||||||||
| 其他，净额 | (
|
|
|||||||||
| 经营活动产生的现金净额 |
|
|
|||||||||
| 投资活动 | |||||||||||
| 购置物业、厂房及设备 | (
|
(
|
|||||||||
| 其他投资活动 |
|
(
|
|||||||||
| 投资活动使用的现金净额 | (
|
(
|
|||||||||
| 融资活动 | |||||||||||
| 发行债务所得款项 |
|
|
|||||||||
| 项目信贷融资所得款项 |
|
|
|||||||||
| 首次公开发行A类普通股 |
|
|
|||||||||
| 发行VGLNG A系列优先股所得款项 |
|
|
|||||||||
| 偿还债务 | (
|
(
|
|||||||||
| 融资和发行费用的支付 | (
|
(
|
|||||||||
| 支付股息及附属分派 | (
|
(
|
|||||||||
| 其他融资活动 | (
|
(
|
|||||||||
| 筹资活动产生的现金净额 |
|
|
|||||||||
| 现金、现金等价物和受限制现金净减少额 | (
|
(
|
|||||||||
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 |
|
|
|||||||||
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ |
|
$ |
|
|||||||
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
12
注1 –
一般
公司
Venture Global是一家特拉华州公司，由VG Partners的管理成员于2023年9月19日成立。如在这些简明综合财务报表中所使用，除非文意另有所指，提及“公司”、“我们”、“我们”和“我们的”均指Venture Global及其合并子公司。
该公司销售液化天然气，并在北美从事天然气液化和出口设施的运营、建设和开发（“液化天然气项目”）。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。我们目前的LNG项目包括Calcasieu项目、Plaquemines项目、CP2项目、CP3项目、Delta项目。
该公司还从事收购和运营液化天然气罐车，通过其直接销售和运输业务（“DS & S”）将其液化天然气直接交付给客户并且是寻求机会以确保额外的液化天然气再气化能力。此外，公司还从事开发建设 pipeline基础设施项目，为其液化天然气项目建立互补的天然气运输。
列报和合并的基础
随附的未经审计简明合并财务报表是根据公认会计原则和SEC的中期财务信息规则和条例编制的。因此，它们不包括GAAP要求的年度财务报表的所有信息和附注。管理层认为，所有调整，仅包括为公平列报而被认为必要的正常经常性调整，均已包括在内。中期业绩不一定代表一整年的业绩。随附的简明综合财务报表未经审计，应与2024年经审计的综合财务报表及其附注一并阅读，这些报表包含在公司于2025年3月6日向SEC提交的10-K表格年度报告（“2024年10-K表格”）中。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。
随附的未经审计简明综合财务报表包括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。
股票拆分
于2025年1月27日，就其完成首次公开发售而言，公司实施了约
4,520.3317
-对其A类普通股进行一次远期股票分割。这些简明综合财务报表中的所有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15 –权益进一步讨论IPO。
估计数的使用
按照公认会计原则编制简明综合财务报表要求管理层作出影响简明综合财务报表和随附附注中报告金额的估计和假设。尽管管理层认为编制简明综合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。
13
注2 –
受限现金
下表汇总了受限制现金的构成部分：
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||
| 当前受限现金 | |||||||||||
|
偿债准备金
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
| 其他项目储备 |
|
|
|||||||||
| 当前受限现金总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 非流动受限制现金 | |||||||||||
| 建设储备 | $ |
|
$ |
|
|||||||
|
偿债准备金
|
|
|
|||||||||
| 非流动受限制现金总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
下表提供了简明综合资产负债表内报告的现金、现金等价物和受限现金与简明综合现金流量表的对账：
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 当前受限现金 |
|
|
|||||||||
| 非流动受限制现金 |
|
|
|||||||||
|
根据简明综合现金流量表的现金、现金等价物和限制性现金
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
注3 –
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。公司客户一般购买LNG的价格包含固定液化 每MMBTU液化天然气的费用（其中一部分需根据通货膨胀进行年度调整）加上与Henry Hub挂钩的每MMBTU液化天然气的可变商品费用。固定液化 公司COD后SPA项下的费用部分是无论客户取消或暂停液化天然气货物交付都欠公司的金额。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LNG在LNG销售协议期限内交付给客户，因此付款以及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，或者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达到COD之前生产的LNG在执行时按现行市场价格根据短期或中期LNG调试销售协议进行销售。LNG委托销售协议是通过公司的LNG项目及其DS & S业务与客户签订的。
14
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。在COD后SPA下，客户购买LNG的价格由固定液化费加上每百万英热单位LNG的可变商品费用组成。Calcasieu项目COD后SPA以离岸价格交付，这意味着液化天然气的所有权将在我们的客户在我们的设施提货时转移。
下表汇总了与客户签订的合同所赚取的收入的分类：
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| LNG收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 其他收入 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
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的履约义务的交易价格总额，包括可变对价，不包括作为预计期限为一年或更短的合同一部分的所有履约义务（以十亿美元计）：
| 2025年9月30日 | |||||||||||
|
未满足的交易价格(a)
|
加权平均识别择时 （年） |
||||||||||
| LNG收入 | $ |
|
|
||||||||
_____________
(a)交易价格的一部分基于截至期末的预测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项目第一和第二阶段分别发生在2026年和2027年，CP2项目第一阶段发生在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
五个
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。
于2025年10月8日，公司接获通知，在与BP Gas Marketing Limited（“BP”）的仲裁程序中已发出部分最终裁决。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。预计将在听证会的损害赔偿部分之后发布最终裁决。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超过$
1.0
亿，以及利息、成本和律师费。
四个
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$
765
适用的COD后SPA下的百万。
15
注4 –
存货
下表汇总了库存的构成部分：
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||
| 备件和材料 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 液化天然气 |
|
|
|||||||||
| 液化天然气在途 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 总库存 | $ |
|
$ |
|
|||||||
注5 –
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）：
| 预计使用寿命 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
|||||||||||||||
|
终端和互联管道设施(a)
|
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 在建工程 | 不适用 |
|
|
||||||||||||||
| 先进设备和工程款 | 不适用 |
|
|
||||||||||||||
| 液化天然气罐车 |
|
|
|
||||||||||||||
|
其他(b)
|
|
|
|
||||||||||||||
|
按成本计算的不动产、厂房和设备总额
|
|
|
|||||||||||||||
| 累计折旧 | (
|
(
|
|||||||||||||||
| 不动产、厂房和设备共计，净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
____________
(a)截至2025年9月30日止九个月，公司延长若干土地租赁的可能剩余条款，因此延长先前受其所附土地租赁条款限制的码头资产的估计可使用年限。这导致了$
88
百万减少折旧费用，或$
0.04
和$
0.03
截至2025年9月30日止三个月及九个月每股基本盈利及摊薄盈利分别增加。见附注6 –租赁供进一步讨论。
(b)包括不折旧的土地、建筑物、融资租赁资产。见附注6 –租赁供进一步讨论。
截至2025年9月30日止九个月，CP2项目被视为很可能建设完成。与码头和相关管道的开发和建设相关的后续成本，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。购买Kagami 1和Kagami 2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7 –权益法投资供进一步讨论。
截至2025年9月30日止九个月，公司确认$
62
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接收站成本基础的降低。
截至2025年9月30日，$
23.2
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。与这些努力相关的成本将根据适用的会计准则资本化或费用化。
16
下表列示在简明综合经营报表中确认的折旧费用：
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 折旧费用 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
注6 –
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。
于截至2025年9月30日止九个月期间，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，从而延长可能的剩余租约期限。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。
下表列出简明综合资产负债表上使用权资产和租赁负债的细目分类：
| 行项目 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
|||||||||||||||
| 使用权资产—经营性 | 使用权资产 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 使用权资产—财务 | 固定资产、工厂及设备，净值 |
|
|
||||||||||||||
| 使用权资产总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
| 当前经营租赁负债 | 应计负债和其他负债 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 当前融资租赁负债 | 应计负债和其他负债 |
|
|
||||||||||||||
| 非流动经营租赁负债 | 非流动经营租赁负债 |
|
|
||||||||||||||
| 非流动融资租赁负债 | 其他非流动负债 |
|
|
||||||||||||||
| 租赁负债总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
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。
下表列出简明综合经营报表所列租赁费用总额的构成部分。
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
|||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 经营租赁成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 融资租赁成本 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 总租赁成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
17
注7 –
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：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
|
权益法投资
|
所有权 利息 |
携带
价值(a)
|
所有权 利息 |
携带 价值 |
||||||||||||||||||||||
| Kagami 1 |
|
$ |
|
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| Kagami 2 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
_____________
(a)截至2025年9月30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5 –物业、厂房及设备供进一步讨论。
Kagami公司
2023年，公司开始收购Kagami 1和Kagami 2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DS & S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VIE，由于公司缺乏作出重大决策的权力，因此公司不是主要受益人，因此被确认为权益法投资。见附注5 –物业、厂房及设备供进一步讨论。
注8 –
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：
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||
| 应计建筑和设备费用 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 应计利息 |
|
|
|||||||||
| 应计天然气采购 |
|
|
|||||||||
| 应计赔偿 |
|
|
|||||||||
| 应计股息和分配 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 应计负债和其他负债合计 | $ |
|
$ |
|
|||||||
注9 –
资产报废义务
截至2025年9月30日止九个月，公司延长若干土地租赁的可能剩余条款。关于延期，公司修订了某些资产报废债务的估计结算日期，导致总额减少$
339
万元计入相应的资产负债。截至2025年9月30日和2024年12月31日的债务总额为$
199
百万美元
502
分别为百万。见附注6 –租赁供进一步讨论。
18
注10 –
债务
下表汇总了未偿债务：
| 成熟度 | 息率 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||||||||||||
| 固定费率： | |||||||||||||||||||||||
| VGLNG优先有担保票据 | |||||||||||||||||||||||
| VGLNG2028年票据 | 2028年6月1日 |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||
|
VGLNG2029年票据(a)
|
2029年2月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGLNG2030年票据 | 2030年1月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGLNG 2031票据 | 2031年6月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
VGLNG 2032票据(b)
|
2032年2月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGCP高级有担保票据 | |||||||||||||||||||||||
| VGCP 2029票据 | 2029年8月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGCP2030年票据 | 2030年1月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGCP 2031票据 | 2031年8月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGCP 2033票据 | 2033年11月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
VGPL高级有担保票据
|
|||||||||||||||||||||||
| VGPL 2033票据 | 2033年5月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGPL2034年票据 | 2034年1月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGPL2035年票据 | 2035年5月1日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| VGPL 2036票据 | 2036年1月15日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他固定利率债务（c）
|
2029年9月5日 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 浮动利率： | |||||||||||||||||||||||
| Calcasieu Pass建设定期贷款 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| Plaquemines建筑定期贷款 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| Plaquemines营运资金融资 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| CP2建设定期贷款 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| CP2控股EBL设施 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| 黑鳍TLA设施 |
|
|
|||||||||||||||||||||
|
黑鳍TLB设施（d）
|
|
|
|||||||||||||||||||||
| 未偿债务总额 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| 减：未摊销债务折价、溢价 和发行费用 |
(
|
(
|
|||||||||||||||||||||
| 未偿债务总额，净额 |
|
|
|||||||||||||||||||||
| 减：长期债务流动部分，净额 | (
|
(
|
|||||||||||||||||||||
| 长期债务总额，净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
____________
(a)发布于
100.167
面值的百分比。
(b)发布于
99.661
面值的百分比。
（c）由公司财产的第一优先权益担保。
（d）发布于
99.500
面值的百分比。
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已将其在某些重大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。
19
VGCP高级有担保票据
VGCP在VGCP优先担保票据下的义务由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，VGPL发行$
2.5
亿优先担保票据本金总额，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年到期的优先有担保票据总额为$
1.25
亿（“VGPL 2035票据”）。2025年7月，VGPL发行$
4.0
亿优先担保票据本金总额，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（“VGPL 2034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”）。就发行VGPL高级有担保票据而言，Plaquemines产生了债务发行费用$
134
百万主要与将在票据期限内摊销的贷方费用有关。
就发行而言，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$
869
百万。见附注11 –衍生工具 供进一步讨论。发行所得款项净额和掉期违约收益用于预付$
7.2
Plaquemines Construction Term Loan下的10亿未偿还贷款，并用于支付与发行相关的成本。预付款项作为部分清偿入账，导致$
163
截至2025年9月30日止9个月融资交易亏损百万。
VGPL优先有担保票据项下VGPL的义务由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可按相应的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。
20
浮动利率债— LNG项目
以下是截至2025年9月30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）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 原始设施规模 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 增量承诺 |
|
|
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|
|
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| 减： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 未清余额 |
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| 预付承付款 或终止 |
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| 开立的信用证 |
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| 可用承诺 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 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 +
|
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|
到
|
到
|
到
|
到
|
到
|
到
|
|
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| 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+
|
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|
到
|
到
|
到
|
到
|
到
|
到
|
|
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| 未提取余额的承诺费 |
|
|
|
|
到
|
到
|
不适用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 到期日 | 2026年8月19日 | 2026年8月19日 | 2029年5月25日 | 2029年5月25日 | 2032年7月28日 | 2032年7月28日 | 2028年7月28日 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
____________
(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在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，CP2作为借款人，CP2采购和CP快递作为担保人，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或基准利率。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桥梁设施项下使用CP2控股EBL设施的收益为CP2第一阶段与FID订立的未偿余额十亿
21
项目，下文讨论。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9月30日止九个月期间，在简明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项目第一阶段的FID
2025年7月，CP2一期项目实现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采购和CP快递作为担保人，订立了$
12.1
亿元合计高级有担保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 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作为借款人与CP2采购、卜蜂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建设定期贷款和$
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。
22
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9月30日：
|
Blackfin信贷便利(a)
|
|||||||||||||||||
| 黑鳍TLA设施 | 黑鳍TLB设施 | Blackfin营运资金融资 | |||||||||||||||
| 原始设施规模 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 减： | |||||||||||||||||
| 未清余额 |
|
|
|
||||||||||||||
| 可用承诺 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 优先排序 | 高级担保 | 高级担保 | 高级担保 | ||||||||||||||
| 未偿余额利率 |
SOFR +
|
SOFR +
|
SOFR +
|
||||||||||||||
|
或
|
或
|
或
|
|||||||||||||||
|
基本费率+
|
基本费率+
|
基本费率+
|
|||||||||||||||
| 未提取余额的承诺费 |
|
不适用 |
|
||||||||||||||
| 到期日 | 2030年9月29日 | 2032年9月29日 | 2030年9月29日 | ||||||||||||||
____________
(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作为借款人签订了$
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”）和一美元
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”）。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$
859
百万给VGLNG用于与BlackFin管道开发和建设相关的前期支出，并支付与项目融资相关的一定成本。剩余的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。
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：
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 声明的利益 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 债项折价、溢价及发行费用摊销 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 其他利息及费用 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总利息成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 资本化利息 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 总利息支出，净额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
23
注11 –
衍生品
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9月30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保值。
在截至2025年9月30日的九个月内，公司按比例结算了与Plaquemines信贷便利相关的利率掉期部分，并获得$
869
百万现金收益。见附注10 –债务供进一步讨论。
下表汇总了未偿还的利率互换：
| 杰出的概念 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 债务工具 |
最新成熟期
|
接收 可变费率 |
支付
固定费率（d）
|
最大名义 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||||||||||||||||||||||||
| Plaquemines信贷便利 | 2046 |
(a)
|
复合SOFR |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||
| Calcasieu Pass信贷便利 | 2036 |
(b)
|
复合SOFR |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| CP2信贷便利 | 2049 |
（c）
|
复合SOFR |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
名义总额
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
____________
(a)须遵守强制性提前终止条款，根据该条款，某些利率掉期将在2029年5月以公允价值结算。
(b)须遵守强制性提前终止条款，根据该条款，某些利率掉期将在2026年8月以公允价值结算。
（c）须遵守强制性提前终止条款，根据该条款，某些利率掉期将在2032年7月以公允价值结算。
（d）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Calcasieu项目及Plaquemines项目供应原料气订立天然气供应合约。未指定或符合NPN条件的天然气供应合同确认为衍生资产或负债，并以公允价值计量。截至2025年9月30日，公司的天然气供应合同均未被指定为NPN。
截至2025年9月30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。
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为单位）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| 天然气供应合同 | 名义总额 | 最新成熟期 | 名义总额 | 最新成熟期 | ||||||||||||||||||||||
| 天然气 |
|
2039 |
|
2031 | ||||||||||||||||||||||
24
下表汇总了简明综合资产负债表衍生工具的公允价值和分类：
| 资产负债表位置 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
|||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||||||||
| 利率互换 | 衍生资产 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 天然气供应合同 | 衍生资产 |
|
|
||||||||||||||
| 利率互换 | 非流动衍生资产 |
|
|
||||||||||||||
| 天然气供应合同 | 非流动衍生资产 |
|
|
||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
| 负债 | |||||||||||||||||
| 利率互换 | 应计负债和其他负债 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 天然气供应合同 | 应计负债和其他负债 |
|
|
||||||||||||||
| 利率互换 | 其他非流动负债 |
|
|
||||||||||||||
| 天然气供应合同 | 其他非流动负债 |
|
|
||||||||||||||
| 负债总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
下表列示了在收益中确认的衍生工具的税前影响：
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
||||||||||||||||||||||||||||
| 行项目 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||
| 天然气供应合同 | 销售成本 | $ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||
| 利率互换 | 利率互换收益（损失） | (
|
(
|
(
|
|
||||||||||||||||||||||||
下表列出未偿还衍生工具的公允价值毛额和净额：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总余额 | 须进行净额结算的余额 | 净余额 | 总余额 | 须进行净额结算的余额 | 净余额 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 衍生资产 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
衍生负债
|
(
|
|
(
|
(
|
|
(
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
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义务违约，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9月30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$
259
截至2025年9月30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9月30日，如果信用风险相关，公司将不会被要求过账任何与这些合同相关的抵押品
25
或有特征被触发，因为基础商品的交割尚未开始。该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$
62
截至2025年9月30日，百万。
注12 –
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：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 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)
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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|
利率互换(b)
|
|
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|
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|
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|
|
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|
天然气供应合同(b)
|
|
|
|
|
|
|
|
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| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 负债 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
利率互换（c）
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
天然气供应合同（c）
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
____________
(a)包括在简明综合资产负债表的现金和现金等价物中。
(b)计入简明综合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 在简明的合并资产负债表上。
利率互换
公司与Plaquemines信贷便利、Calcasieu Pass信贷便利和CP2信贷便利相关的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11 –衍生工具.
3级不可观测输入
该公司使用基于收入或期权的方法来评估其天然气供应合同。这包括使用无风险收益率、可观察远期商品价格曲线和其他重要的不可观察输入的现值技术。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。这些投入的变动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11 –衍生工具供进一步讨论。
26
下表包含截至2025年9月30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)
|
$
|
$ |
|
||||||||||||||||
| 期权定价模型 | 波动性 |
|
|
% | ||||||||||||||||
____________
下表列出截至2025年9月30日止三个月和九个月使用第3级输入值按经常性公允价值计量的衍生工具公允价值变动的对账。截至2024年9月30日止三个月和九个月，没有使用第3级输入以公允价值计量的衍生工具。
| 天然气供应合同 | ||||||||
| 截至2025年7月1日的期初余额 | $ | (
|
||||||
| 计入收益的已实现和未实现亏损合计 |
|
|||||||
| 定居点 |
|
|||||||
| 转出3级 |
|
|||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ | (
|
||||||
| 计入收益的未实现收益 | $ |
|
||||||
| 天然气供应合同 | ||||||||
| 截至2025年1月1日的期初余额 | $ |
|
||||||
| 计入收益的已实现和未实现亏损合计 | (
|
|||||||
| 定居点 |
|
|||||||
| 转出3级 |
|
|||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ | (
|
||||||
| 计入收益的未实现亏损 | $ | (
|
||||||
其他金融工具
下表列示了简明综合资产负债表中未偿债务工具的公允价值：
| 水平 | 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
|||||||||||||||
| 固定利率债 | 1 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||
|
可变和其他固定利率债务(a)
|
2 |
|
|
||||||||||||||
____________
注13 –
所得税
公司的所得税拨备是根据估计的年度实际税率，加上离散项目。公司实际税率为
13.7
%和
18.7
截至2025年9月30日止三个月及九个月，分别与法定所得税率有别%，原因包括股票期权暴利税优惠、不可抵扣开支及若干递延税项资产变现能力改变导致的估值备抵调整等综合因素。
27
公司实际税率为
21.0
%和
20.0
截至2024年9月30日止三个月及九个月的税率%，与法定所得税率不同，原因包括向非控股权益的保证付款及不可扣除开支等综合因素。
截至2025年9月30日，公司的子公司VGLNG和Calcasieu Holdings正在接受美国国税局2022纳税年度的考试。
注14 –
承诺与或有事项
诉讼
公司在正常业务过程中涉及若干索赔、诉讼、法律诉讼。公司在很可能已经发生负债且损失金额能够合理估计时计提诉讼和索赔。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，有合理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的金额可能是重大的，但截至2025年9月30日无法估计。
根据Calcasieu项目的COD后SPA与某些客户发生的纠纷在ASC 606下入账，与客户订立合约的收入.见附注3 –与客户订立合约的收入用于与客户讨论某些纠纷。
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9月30日，与这些安排相关的最大未贴现潜在风险敞口为$
110
百万。该金额目前未在我们的简明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。
注15 –
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。
就首次公开发售而言，公司实施了约
4,520.3317
-对其A类普通股进行一次远期股票分割。这些简明合并财务报表已进行追溯调整，以反映A类普通股股票分割的影响。在股票分割之后，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。
首次公开发行股票注册声明生效后，公司董事会和股东通过综合激励计划，根据该计划授予股票期权购买约
14
百万股其A类普通股，行使价$
25.00
向其某些雇员提供每股收益。首次公开募股
28
赠款有一个
10
-年度合同期限，并按季度等额分期付款归属于a
四年
期间。根据综合激励计划授权发行的A类普通股股份总数（包括首次公开发行股票授予）约为
172
万，并受制于其后的年度自动常青增加。
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。
下表汇总了公司优先股和普通股授权发行的股份数量：
| 9月30日， 2025 |
12月31日， 2024 |
||||||||||
| 优先股 |
|
|
|||||||||
| A类普通股 |
|
|
|||||||||
| B类普通股 |
|
|
|||||||||
股息
2025年9月9日，公司董事会宣布派发股息$
0.02
向其已发行普通股持有人支付的每股，于2025年9月30日支付的金额为$
42
百万。
注16 –
子公司可赎回股票
下表汇总了简明合并资产负债表上子公司可赎回存量的变动情况：
| 三个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
|
截至7月1日的期初余额
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
实收实物分配(a)
|
|
|
|||||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 九个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
|
截至1月1日的期初余额
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
实收实物分配(a)
|
|
|
|||||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
____________
(a)在简明综合经营报表中作为归属于附属公司可赎回股票的净利润呈列。
29
注17 –
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。
截至2025年9月30日止三个月及九个月，公司累计$
67
百万，或$
22.50
每股，以及$
202
百万，或$
67.50
每股分别为VGLNG A系列优先股的股息。截至二零二五年九月三十日止三个月及九个月期间，公司申报及支付$
135
百万，或$
45.00
每股，以及$
270
百万，或$
90.00
每股，分别。累计但未宣布的股息余额为$
1
百万，或$
0.25
每股和$
68
百万，或$
22.75
每股收益，分别截至2025年9月30日和2024年12月31日。
Calcasieu控股公司
2019年8月，公司间接控股子公司Calcasieu Holdings发行CP Holdings可转换优先股，代表Calcasieu Holdings净资产中的第三方所有权。Calcasieu项目于2025年4月COD时，CP Holdings可转换优先单位转换为Calcasieu Holdings的B类普通单位，约等于
23
Calcasieu Holdings（“Calcasieu Holdings Common Units”）未偿还普通单位总数的百分比，使公司在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：
| 三个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
|
截至7月1日的期初余额
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
归属于非控股权益的净利润
|
|
|
|||||||||
| 其他综合收益 |
|
|
|||||||||
|
分配
|
|
(
|
|||||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
30
| 九个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 截至1月1日的期初余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
|
归属于非控股权益的净利润
|
|
|
|||||||||
|
分配
|
(
|
(
|
|||||||||
| 截至2025年9月30日的期末余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
注18 –
每股收益（亏损）
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（亏损）采用两类法计算，并在合并的基础上呈现。
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（亏损）的计算（金额以百万计，每股金额除外）：
| 三个月结束 9月30日， |
九个月结束 9月30日， |
|||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 减：归属于子公司可赎回股票的净利润 |
|
|
|
|
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| 减：归属于非控股权益的净利润 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 减：VGLNG A系列优先股股息 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股股东的净利润（亏损） | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 已发行普通股加权平均股数 | ||||||||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 未行使的稀释性股票期权 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 摊薄 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）—基本(a)
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
|
归属于普通股股东的每股净收益（亏损）——摊薄(a)
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
(a)由于四舍五入的原因，每股收益（亏损）可能无法准确重新计算。
截至2025年9月30日，
14
百万份购买公司A类普通股的已发行股票期权被排除在截至2025年9月30日止三个月和九个月的稀释后归属于普通股股东的净利润的计算之外，因为它们的影响本来是反稀释的。
截至2024年9月30日，
223
百万和
1
百万份购买公司A类普通股的未行使股票期权分别被排除在截至2024年9月30日止三个月和九个月的普通股股东应占摊薄净收益（亏损）的计算之外，因为它们的影响本来是反稀释的。
31
注19 –
补充现金流信息
下表对现金流信息进行了补充披露：
| 九个月结束 9月30日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 应计购置不动产、厂房和设备 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 为利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额 |
|
|
|||||||||
| 权益法投资转为物业、厂房及设备 |
|
|
|||||||||
|
应计股息和分配
|
|
|
|||||||||
| 关于子公司可赎回股票的实收实物分配 |
|
|
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|
使用权资产换取新增融资租赁负债
|
|
|
|||||||||
|
使用权资产换取新的经营租赁负债
|
|
|
|||||||||
|
资产报废义务增加
|
|
|
|||||||||
|
经营租赁支付的现金
|
|
|
|||||||||
|
将缓解贷项转换为不动产、厂房和设备
|
|
|
|||||||||
|
应计融资和发行费用
|
|
|
|||||||||
| 支付所得税的现金 |
|
|
|||||||||
注20 –
分段信息
公司有多个经营分部，包括公司的
五个
LNG项目，其DS & S业务，以及其管道活动。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。先前期间的演示文稿已重新调整，以符合当前的分部报告结构，以单独披露我们的DS & S业务，该业务现在在数量上是重要的。
下表按分部列示财务资料，包括定期向主要经营决策者提供的重大分部开支，以及所示期间简明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。
32
| 截至2025年9月30日止三个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 卡尔卡西厄 项目 |
Plaquemines项目 | CP2 项目 |
DS & S | 公司、其他和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 开发费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 总运营费用 |
|
|
|
|
(
|
|
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| 运营收入（亏损） | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 利息收入 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利率互换损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
外汇损失
交易
|
(
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用前收入 | $ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止三个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 卡尔卡西厄 项目 |
Plaquemines项目 | CP2 项目 |
DS & S | 公司、其他和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 开发费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 总运营费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营收入（亏损） | $ |
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 利息收入 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利率互换损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用前亏损 | $ | (
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
33
| 截至2025年9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 卡尔卡西厄 项目 |
Plaquemines项目 | CP2 项目 |
DS & S | 公司、其他和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 开发费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 总运营费用 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营收入（亏损） | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 利息收入 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利率互换损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
外汇损失
交易
|
(
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用前收入 | $ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止九个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 卡尔卡西厄 项目 |
Plaquemines项目 | CP2 项目 |
DS & S | 公司、其他和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 销售成本 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 |
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 开发费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 总运营费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运营收入（亏损） | $ |
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 利息收入 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利率互换收益 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税费用前收入 | $ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
34
| 资本支出 | 总资产 | ||||||||||||||||||||||
| 截至9月30日的九个月， | 9月30日， | 12月31日， | |||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| Calcasieu项目 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| Plaquemines项目 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| CP2项目 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| DS & S |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 公司、其他和消除 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
注21 –
最近的会计公告
下表提供了截至2025年9月30日尚未采用的最近发布的会计公告的说明。未在下文列出的会计公告经评估后确定不会对简明综合财务报表产生重大影响。
|
标准
|
说明
|
对公司简明综合财务报表的影响
|
||||||||||||
|
ASU 2023-09，所得税（专题740）
|
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，加强了与税收相关的披露，要求公共企业实体披露表格对账，同时使用百分比和金额，分为特定类别，某些对账项目达到或超过法定（即预期）税额的5%，进一步按性质和/或管辖区分；对于所有其他实体，按特定类别和个别管辖对重大对账项目的性质和影响进行定性披露；以及已支付的所得税（扣除已收到的退款），在联邦（国家）、州/地方和外国之间划分，以及当缴纳的所得税总额达到或超过5%时支付给单个司法管辖区的金额。
该准则适用于2024年12月15日之后开始的财政年度，以及2025年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期。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。
|
||||||||||||
|
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提供按类别分类的相关费用标题的表格披露，例如购买库存、员工薪酬、折旧、无形资产摊销，以及根据当前公认会计原则已经要求披露的金额，对相关费用标题中未单独分类的剩余金额和销售费用总额的定性描述，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。
|
||||||||||||
注22 –
后续事件
于2025年10月，公司接获通知，在与英国石油公司的仲裁程序中已发出部分最终裁决。见附注3 –与客户订立合约的收入供进一步讨论。
2025年11月7日，VGLNG订立循环信贷协议（“信贷协议”）。信贷协议规定了一项高级有担保循环信贷融资（“VGLNG融资”），根据该融资，VGLNG最多可借入$
2.0
亿元，可选择增加信贷协议项下的承诺或建立一项或多项增量定期融资，其金额连同信贷协议项下所有未偿还贷款和未提供资金的承诺，不得超过
7.500
占VGLNG合并总资产的%。信贷协议及其项下所有借款将于2030年11月7日到期。潜在收益来自
35
VGLNG融资下的未来借款可用于VGLNG及其子公司的一般公司用途。于签署日期并无根据VGLNG融资进行借款。
36
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
简明综合财务报表及其附注，载于第1项。—财务报表 本10-Q表格，以及对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们的2024年10-K表格一起阅读。除了历史简明综合财务信息外，本10-Q表格还包含前瞻性陈述，这些陈述反映了我们的计划、估计和信念，其中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存在重大差异。可能导致或促成这些差异的因素包括下文以及本表10-Q中关于前瞻性陈述的警示性声明和项目1a其他部分中讨论的因素。—风险因素我们的2024年10-K表格。除每股、每百万英热单位、体积金额或另有说明外，表格中列出的美元金额以百万计。
执行摘要
我们的财务业绩.
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 经营收入 | $ | 1,320 | $ | 189 | $ | 3,438 | $ | 1,169 | |||||||||||||||
| 液化天然气出口量 | |||||||||||||||||||||||
|
货物
|
100 | 31 | 252 | 107 | |||||||||||||||||||
|
TBTU
|
371.8 | 110.4 | 936.3 | 384.0 | |||||||||||||||||||
| LNG销量（TBTU） | 373.0 | 100.0 | 930.5 | 373.0 | |||||||||||||||||||
|
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
|
$ | 5.38 | $ | 6.67 | $ | 6.23 | $ | 6.76 | |||||||||||||||
|
商品费
|
3.54 | 2.54 | 3.86 | 2.44 | |||||||||||||||||||
|
液化天然气销量加权平均价格
|
$ | 8.92 | $ | 9.21 | $ | 10.09 | $ | 9.20 | |||||||||||||||
截至2025年9月30日止三个月，我们的运营收入与去年同期相比有所增加，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，部分被Calcasieu项目的加权平均液化天然气销售价格下降所抵消，原因是其COD后SPA下的液化天然气销售开始，以及原料气成本较高。
截至2025年9月30日止九个月，我们的运营收入较上年同期有所增加，这主要是由于我们的Plaquemines项目自2024年12月开始生产液化天然气以来销量增加，以及2025年期间液化天然气产量持续增加，以及Calcasieu项目在2025年4月COD之前的加权平均液化天然气销售价格较高，但被2025年4月COD之后较低的液化天然气销售价格所抵消，部分被原料气成本较高所抵消。
37
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。2025年8月，美国能源部批准了我们的请求，将Calcasieu项目对非自由贸易协定国家的液化天然气出口授权水平从12.0公吨/年提高到12.4公吨/年。
|
Calcasieu项目
|
|||||||||||||||||||||||
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 液化天然气出口量 | |||||||||||||||||||||||
|
货物
|
36 | 31 | 108 | 107 | |||||||||||||||||||
|
TBTU
|
133.0 | 110.4 | 399.2 | 384.0 | |||||||||||||||||||
| LNG销量（TBTU） | 133.0 | 111.1 | 398.4 | 384.1 | |||||||||||||||||||
|
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
|
$ | 1.76 | $ | 6.67 | $ | 4.29 | $ | 6.76 | |||||||||||||||
|
商品费
|
3.53 | 2.51 | 3.90 | 2.43 | |||||||||||||||||||
|
液化天然气销量加权平均价格
|
$ | 5.29 | $ | 9.18 | $ | 8.19 | $ | 9.19 | |||||||||||||||
Plaquemines项目.我们的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调试计划继续推进。在截至2025年9月30日的九个月中，我们产生了33亿美元的项目成本，其中大部分已资本化，我们根据适用的会计准则将额外的117亿美元资产投入服务。
|
Plaquemines项目
|
|||||||||||||||||||||||
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 液化天然气出口量 | |||||||||||||||||||||||
|
货物
|
64 | — | 144 | — | |||||||||||||||||||
|
TBTU
|
238.8 | — | 537.1 | — | |||||||||||||||||||
| LNG销量（TBTU） | 245.6 | — | 543.8 | — | |||||||||||||||||||
|
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
|
$ | 6.79 | $ | — | $ | 6.99 | $ | — | |||||||||||||||
|
商品费
|
3.52 | — | 3.82 | — | |||||||||||||||||||
|
液化天然气销量加权平均价格
|
$ | 10.31 | $ | — | $ | 10.81 | $ | — | |||||||||||||||
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第一阶段的现场工作。2025年10月，CP2获得DOE向非自贸协定国家出口LNG的最终授权。在截至2025年9月30日的九个月中，我们发生了40亿美元的项目成本，主要与设备采购、场外制造工作以及工程和设计相关，其中38亿美元已资本化，1.93亿美元已支出。
2025年4月和2025年7月，CP2就额外3.0公吨/年的液化天然气签订了两个SPA，并将两个现有SPA下的销售量增加了合计1.25公吨/年的液化天然气，使CP2项目在长期COD后SPA下的合同销售总mtpa从截至2024年12月31日的9.25公吨增加到截至2025年9月30日的13.5公吨/年的液化天然气。
38
我们的战略发展.我们在截至2025年9月30日的九个月内接收了Venture Acadia、Venture Creole和Venture Pelican液化天然气油轮。这使我们拥有的液化天然气油轮船队总数达到5艘，另外还有4艘我们已签约建造的液化天然气油轮。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38批货物。
2025年4月，FERC批准了我们的请求，即进入FERC对Plaquemines项目18.6mtpa增量螺栓扩建峰值产能（“Plaquemines扩建项目”）的计划新增设施的预备案环境审查程序。2025年5月，我们向FERC提交了一份请求，将Plaquemines扩建项目的产能从18.6mtpa增加到24.8mtpa。2025年6月，我们将我们的Delta项目从FERC预备案环境审查程序中撤回，以专注于Plaquemines扩建项目。
2025年11月，我们与西班牙Naturgy公司就销售CP2项目二期项目的1.0mtpa液化天然气签订了为期20年的SPA。此外，我们从2030年开始与希腊的Atlantic-SEE液化天然气贸易签订了一项为期20年的SPA，以销售至少0.5公吨的液化天然气。
我们的资本来源.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4月和2025年7月，VGPL分别发行了25亿美元和40亿美元的合计优先担保票据，同时以8.69亿美元的总现金收益按比例结算其利率掉期部分。这些发行的净收益和掉期违约收益被用于预付Plaquemines Construction定期贷款项下的72亿美元未偿本金。
2025年5月，CP2签订了总额为30亿美元的CP2桥梁设施。CP2桥梁设施所得款项净额用于在完成CP2项目第一阶段的全部项目债务和股权融资之前为CP2项目的部分开发和建设成本（包括利息）提供资金。
2025年7月，CP2项目一期实现FID。我们获得了151亿美元的项目融资，为CP2项目第一阶段的开发和建设提供资金。项目融资所得款项的一部分用于全额预付未偿还的CP2桥梁设施，并支付与项目融资有关的费用。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。
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8.59亿美元，用于与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。
39
经营成果
截至2025年9月30日止三个月对比截至2024年9月30日止三个月
下表显示了我们在所示期间的业务结果摘要：
| 三个月结束 9月30日， |
改变 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ($) | (%) | ||||||||||||||||||||
| 收入 | $ | 3,329 | $ | 926 | $ | 2,403 | 260% | ||||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||
| 销售成本（不含下文单独列示的折旧和摊销） | 1,388 | 272 | 1,116 | NM | |||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 | 245 | 143 | 102 | 71 | % | ||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 105 | 77 | 28 | 36 | % | ||||||||||||||||||
| 开发费用 | 53 | 156 | (103) | (66) | % | ||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 218 | 89 | 129 | 145 | % | ||||||||||||||||||
| 总运营费用 | 2,009 | 737 | 1,272 | 173 | % | ||||||||||||||||||
| 经营收入 | 1,320 | 189 | 1,131 | NM | |||||||||||||||||||
| 其他收入（费用） | |||||||||||||||||||||||
| 利息收入 | 27 | 53 | (26) | (49) | % | ||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (421) | (128) | (293) | 229 | % | ||||||||||||||||||
|
利率互换损失
|
(144) | (480) | 336 | (70) | % | ||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (141) | (6) | (135) | NM | |||||||||||||||||||
| 外币交易损失 | (4) | — | (4) | NM | |||||||||||||||||||
| 其他收入（费用）总额，净额 | (683) | (561) | (122) | 22 | % | ||||||||||||||||||
| 所得税费用前收入（亏损） （福利） |
637 | (372) | 1,009 | NM | |||||||||||||||||||
| 所得税费用（收益） | 87 | (78) | 165 | NM | |||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 550 | (294) | 844 | NM | |||||||||||||||||||
| 减：归属于子公司可赎回股票的净利润 | 44 | 37 | 7 | 19 | % | ||||||||||||||||||
| 减：归属于非控股权益的净利润 | 10 | 15 | (5) | (33) | % | ||||||||||||||||||
| 减：VGLNG A系列优先股股息 | 67 | 1 | 66 | NM | |||||||||||||||||||
| 归属于共同股东的净收入（亏损） | $ | 429 | $ | (347) | $ | 776 | NM | ||||||||||||||||
____________
NM百分比没有意义。
收入
截至2025年9月30日止三个月的营收为33亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的9.26亿美元增长24亿美元，增幅为260%。这一增长主要是由于主要是Plaquemines项目的液化天然气销售量增加带来的29亿美元。从会计角度来看，所有Calcasieu项目设施资产和部分Plaquemines项目设施资产均处于服务状态，并在截至2025年9月30日止三个月产生收入，而从会计角度来看，只有Calcasieu项目设施资产处于服务状态，因此在截至2024年9月30日止三个月产生收入。由于2025年4月开始在COD后SPA下销售液化天然气，Calcasieu项目的液化天然气销售价格降低了5.17亿美元，部分抵消了这一增长。
40
截至2025年9月30日止三个月的收益总额（扣除天然气成本前）为1800万美元，归属于Plaquemines项目设施投入使用之前产生的Test LNG销售，因此从会计角度确认为在建工程调整而非收入。
营业费用
销售成本
截至2025年9月30日止三个月的销售成本为14亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的2.72亿美元增加11亿美元。这一增长主要是由于液化天然气销售量增加带来的10亿美元，主要是在Plaquemines项目。截至2025年9月30日止三个月，所有Calcasieu项目设施资产和部分Plaquemines项目设施资产从会计角度均处于服务状态，并产生销售成本，而截至2024年9月30日止三个月，只有Calcasieu项目设施资产从会计角度处于服务状态。销售成本进一步增加1.28亿美元，原因是Calcasieu项目的原料气采购成本增加。这些增长被我们天然气供应合同公允价值的2400万美元有利变化部分抵消。
截至2025年9月30日止三个月的成本为700万美元，主要包括在Plaquemines项目设施投入使用之前产生的原料气成本，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9月30日止三个月的运营和维护费用为2.45亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.43亿美元增加1.02亿美元，增幅为71%。这一增长主要是由于支持Plaquemines项目提高液化天然气产量的运营成本增加了7300万美元，这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，以及主要用于我们的液化天然气油轮的运营成本增加了3500万美元。这些被Calcasieu项目运营成本减少2300万美元部分抵消，这主要是由于调试和补救工作以及法律费用减少。
一般和行政费用
截至2025年9月30日止三个月的一般及行政开支为1.05亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的7700万美元增加2800万美元，增幅为36%。这一增长主要是由于薪酬增加和员工人数增加导致人员成本增加1400万美元。
开发费用
截至2025年9月30日止三个月的开发费用为5300万美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.56亿美元减少1.03亿美元，降幅为66%。这一减少主要是由于在截至2025年9月30日的九个月内被认为很可能的CP2项目支出7900万美元的开发成本减少，以及主要与Blackfin管道相关的管道基础设施项目的2600万美元，这被认为很可能在2024年下半年发生，导致这些项目的更多成本资本化。
折旧及摊销
截至2025年9月30日止三个月的折旧和摊销为2.18亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的8900万美元增加1.29亿美元，增幅为145%。这一增长主要是由于从会计角度来看，截至2025年9月30日，Plaquemines项目投入使用的物业、厂房和设备为232亿美元，因此增加了1.41亿美元，而没有
41
截至2024年9月30日折旧中的Plaquemines项目资产。这一增加被Calcasieu项目减少3100万美元部分抵消，这主要是由于2025年某些液化天然气设施资产的估计使用寿命延长。
经营收入
截至2025年9月30日止三个月的运营收入为13亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.89亿美元增加11亿美元。这一增长主要是由于销量增加，主要是Plaquemines项目，以及开发费用减少，部分被2025年4月COD后Calcasieu项目的加权平均液化天然气销售价格下降、原料气成本增加以及折旧费用增加所抵消，如上所述。
其他收入或费用
利息收入
截至2025年9月30日止三个月的利息收入为2700万美元，较截至2024年9月30日止三个月的5300万美元减少2600万美元，降幅为49%。这一减少主要是由于与2024年同期相比，截至2025年9月30日止三个月的平均现金余额和利率较低。
利息支出，净额
截至2025年9月30日止三个月的利息支出净额为4.21亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.28亿美元增加2.93亿美元，增幅为229%。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，以及我们的未偿债务增加。
利率掉期损失
截至2025年9月30日止三个月的利率掉期亏损为1.44亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的4.8亿美元减少3.36亿美元，降幅为70%。这一减少主要是由于与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月内，远期利率曲线的降幅较小，导致以下情况：
•关于Plaquemines项目利率掉期的4.67亿美元有利变动，已在截至2025年9月30日的三个月内部分结算；和
•Calcasieu项目利率掉期的2100万美元有利变动；部分抵消
•CP2项目利率互换损失1.53亿美元，该项目于2025年签订。
融资交易损失
截至2025年9月30日止三个月的融资交易亏损为1.41亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的600万美元增加1.35亿美元。这一增长是由于在截至2025年9月30日的三个月内注销了与部分提前偿还Plaquemines Construction Term Loan和预付CP2桥梁设施相关的债务发行成本，而在截至2024年9月30日的三个月内注销了与全额提前偿还Plaquemines Equity Bridge Facility相关的债务发行成本。
外币交易损失
截至2025年9月30日止三个月的外币交易亏损为400万美元。
42
所得税费用前收入（亏损）（收益）
截至2025年9月30日止三个月的所得税费用前收入为6.37亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的所得税优惠前亏损3.72亿美元增加10.0亿美元。如上文所述，这一增长主要是由于较高的运营收入和利率掉期公允价值的有利变化，部分被较高的利息支出和融资交易损失所抵消。
所得税费用（收益）
截至2025年9月30日止三个月的所得税费用为8700万美元，较截至2024年9月30日止三个月的7800万美元所得税优惠增加1.65亿美元。这主要是由上文讨论的所得税费用前收入增加推动的。截至2025年9月30日止三个月，我们的实际税率为13.7%，而截至2024年9月30日止三个月的实际税率为21.0%。2025年实际税率与法定所得税率不同主要是由于确认了股票期权暴利税优惠。
净收入（亏损）
截至2025年9月30日止三个月的净收入为5.5亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的净亏损2.94亿美元增加8.44亿美元。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9月30日止三个月，归属于子公司可赎回股票的净利润为4400万美元，较截至2024年9月30日止三个月的3700万美元增加700万美元，增幅为19%。这一增长是由于CP Funding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9月30日止三个月，归属于非控股权益的净利润为1000万美元，较截至2024年9月30日止三个月的1500万美元减少500万美元，降幅为33%。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9月30日止三个月，VGLNG A系列优先股的股息为6700万美元，比截至2024年9月30日止三个月的100万美元增加了6600万美元。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（亏损）
截至2025年9月30日止三个月归属于普通股股东的净利润为4.29亿美元，较截至2024年9月30日止三个月归属于普通股股东的净亏损3.47亿美元增加7.76亿美元。这一增长主要是上述变化的结果。
43
截至2025年9月30日止九个月对比截至2024年9月30日止九个月
下表显示了我们在所示期间的业务结果摘要：
| 九个月结束 9月30日， |
改变 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ($) | (%) | ||||||||||||||||||||
| 收入 | $ | 9,324 | $ | 3,448 | $ | 5,876 | 170 | % | |||||||||||||||
| 营业费用 | |||||||||||||||||||||||
| 销售成本（不含下文单独列示的折旧和摊销） | 3,866 | 937 | 2,929 | NM | |||||||||||||||||||
| 运营和维护费用 | 714 | 378 | 336 | 89 | % | ||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 313 | 224 | 89 | 40 | % | ||||||||||||||||||
| 开发费用 | 292 | 511 | (219) | (43) | % | ||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 701 | 229 | 472 | 206 | % | ||||||||||||||||||
| 总运营费用 | 5,886 | 2,279 | 3,607 | 158 | % | ||||||||||||||||||
| 经营收入 | 3,438 | 1,169 | 2,269 | 194 | % | ||||||||||||||||||
| 其他收入（费用） | |||||||||||||||||||||||
| 利息收入 | 121 | 187 | (66) | (35) | % | ||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (1,007) | (467) | (540) | 116 | % | ||||||||||||||||||
| 利率互换收益（损失） | (448) | 70 | (518) | NM | |||||||||||||||||||
| 融资交易损失 | (204) | (14) | (190) | NM | |||||||||||||||||||
| 外币交易损失 | (4) | — | (4) | NM | |||||||||||||||||||
| 其他收入（费用）总额，净额 | (1,542) | (224) | (1,318) | NM | |||||||||||||||||||
|
所得税费用前收入
|
1,896 | 945 | 951 | 101 | % | ||||||||||||||||||
|
所得税费用
|
354 | 189 | 165 | 87 | % | ||||||||||||||||||
|
净收入
|
1,542 | 756 | 786 | 104 | % | ||||||||||||||||||
| 减：归属于子公司可赎回股票的净利润 | 121 | 107 | 14 | 13 | % | ||||||||||||||||||
| 减：归属于非控股权益的净利润 | 26 | 44 | (18) | (41) | % | ||||||||||||||||||
| 减：VGLNG A系列优先股股息 | 202 | 1 | 201 | NM | |||||||||||||||||||
|
归属于普通股东的净收入
|
$ | 1,193 | $ | 604 | $ | 589 | 98 | % | |||||||||||||||
____________
NM百分比没有意义。
收入
截至2025年9月30日止九个月的营收为93亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的34亿美元增长59亿美元，增幅为170%。这一增长主要是由于主要是Plaquemines项目的液化天然气销售量增加带来的62亿美元。从会计角度来看，所有Calcasieu项目设施资产和部分Plaquemines项目设施资产都在服务中，并在截至2025年9月30日的九个月内产生收入，而从会计角度来看，只有Calcasieu项目设施资产在服务中，因此在截至2024年9月30日的九个月内产生收入。这一增长被2025年4月COD后Calcasieu项目较低的液化天然气销售价格3.98亿美元部分抵消，2025年4月COD前较高的液化天然气销售价格部分抵消。
44
截至2025年9月30日止九个月的收益总额（扣除天然气成本前）为1.2亿美元，归属于Plaquemines项目设施投入使用之前产生的Test LNG销售，因此从会计角度确认为在建工程调整而非收入。
营业费用
销售成本
截至2025年9月30日的九个月，销售成本为39亿美元，比截至2024年9月30日的九个月的9.37亿美元增加了29亿美元。这一增长是由于主要是Plaquemines项目的液化天然气销量增加带来的23亿美元。截至2025年9月30日止九个月，所有Calcasieu项目设施和部分Plaquemines项目设施资产从会计角度均处于服务状态，并产生销售成本，而截至2024年9月30日止九个月，只有Calcasieu项目从会计角度处于服务状态。销售成本进一步增加5.68亿美元，原因是在Calcasieu项目购买原料气的成本增加，以及我们的天然气供应合同的公允价值发生了9100万美元的不利变化。
截至2025年9月30日止九个月，在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销售生产成本为5900万美元，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9月30日止九个月的运营和维护费用为7.14亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的3.78亿美元增加3.36亿美元，增幅为89%。这一增长主要是由于支持Plaquemines项目提高液化天然气产量的运营成本增加了1.91亿美元，这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，以及主要用于我们的液化天然气油轮的运营成本增加了1.29亿美元。
一般和行政费用
截至2025年9月30日止9个月的一般及行政开支为3.13亿美元，较截至2024年9月30日止9个月的2.24亿美元增加8900万美元，增幅为40%。这一增长主要是由于薪酬增加和员工人数增加导致人员成本增加5900万美元，以及主要由于法律和其他专业服务费、IT和保险成本增加导致的3100万美元。
开发费用
截至2025年9月30日止九个月的开发费用为2.92亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的5.11亿美元减少2.19亿美元，降幅为43%。这一减少主要是由于在截至2025年9月30日的九个月内被认为很可能的CP2项目支出了1.9亿美元的开发成本减少，以及主要与Blackfin管道相关的管道基础设施项目支出了3200万美元，这被认为很可能在2024年下半年发生，导致项目的更多成本资本化。
折旧及摊销
截至2025年9月30日止九个月的折旧和摊销为7.01亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的2.29亿美元增加4.72亿美元，增幅为206%。这一增长主要是由于从会计角度来看，截至2025年9月30日，Plaquemines项目投入使用的物业、厂房和设备为232亿美元，而没有Plaquemines项目，因此增加了4.48亿美元
45
截至2024年9月30日的资产折旧，DS & S因在2025年投入使用更多的液化天然气油轮而增加了2200万美元。这一增加被Calcasieu项目减少2800万美元部分抵消，这主要是由于2025年某些液化天然气设施资产的估计使用寿命延长。
经营收入
截至2025年9月30日止九个月的运营收入为34亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的12亿美元增长23亿美元，增幅为194%。这一增长主要是由于销量增加，主要是Plaquemines项目的销量增加，但部分被2025年4月COD后Calcasieu项目加权平均液化天然气销售价格下降、原料气成本、折旧费用以及运营和维护费用增加所抵消，如上所述。
其他收入或费用
利息收入
截至2025年9月30日止9个月的利息收入为1.21亿美元，较截至2024年9月30日止9个月的1.87亿美元减少6600万美元，降幅为35%。这一减少主要是由于截至2025年9月30日止九个月的平均现金余额和利率低于截至2024年9月30日止九个月。
利息支出，净额
截至2025年9月30日止九个月的利息支出净额为10.00亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的4.67亿美元增加5.40亿美元，增幅为116%。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，以及我们的未偿债务增加。
利率掉期收益（亏损）
截至2025年9月30日止9个月的利率掉期亏损为4.48亿美元，较截至2024年9月30日止9个月的利率掉期收益7000万美元减少5.18亿美元。这一减少主要是由于截至2025年9月30日的九个月期间，远期利率曲线有所下降，而截至2024年9月30日的九个月期间则有所上升，导致以下情况：
•CP2项目利率掉期亏损2.53亿美元，于2025年订立；
•Plaquemines项目利率掉期的2.52亿美元不利变化，已在截至2025年9月30日的九个月内部分结算；和
•Calcasieu项目利率互换的1400万美元不利变化。
融资交易损失
截至2025年9月30日的九个月，融资交易损失为2.04亿美元，比截至2024年9月30日的九个月的1400万美元增加了1.9亿美元。这一增长是由于在截至2025年9月30日的九个月内注销了与Plaquemines Construction Term Loan的部分预付款和CP2桥梁设施的预付款相关的债务发行成本，而在截至2024年9月30日的九个月内注销了与Plaquemines Equity Bridge Facility的全部预付款相关的债务发行成本。
外币交易损失
截至2025年9月30日止九个月的外汇交易亏损为400万美元。
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所得税费用前收入
截至2025年9月30日止九个月的所得税费用前收入为19亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的9.45亿美元增加9.51亿美元，增幅为101%。如上文所述，这一增长主要是由于经营收入增加，但部分被较高的利息支出和利率掉期收益（损失）的不利变化所抵消。
所得税费用
截至2025年9月30日止九个月的所得税费用为3.54亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的1.89亿美元增加1.65亿美元，增幅为87%，这主要是由于上文讨论的所得税费用前收入增加所致。截至2025年9月30日止九个月，我们的实际税率为18.7%，而截至2024年9月30日止九个月的实际税率为20.0%。2025年有效税率主要受到确认股票期权暴利税优惠以及不可抵扣费用和针对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9月30日止九个月的净收入为15亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的7.56亿美元增加7.86亿美元，增幅为104%。如上文所述，这一增长主要是税前收入增加的结果，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9月30日止九个月，归属于子公司可赎回股票的净利润为1.21亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的1.07亿美元增加1400万美元，即13%。这一增长是由于CP Funding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9月30日止九个月，归属于非控股权益的净利润为2600万美元，较截至2024年9月30日止九个月的4400万美元减少1800万美元，降幅为41%。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9月30日止九个月，VGLNG A系列优先股的股息为2.02亿美元，比截至2024年9月30日止九个月的100万美元增加了2.01亿美元。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9月30日止九个月，归属于普通股股东的净利润为12亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的6.04亿美元增长5.89亿美元，增幅为98%。这一增长主要是上述变化的结果。
47
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项目和DS & S业务。每个液化天然气项目都包括各自的液化和出口终端以及将向该出口终端供应天然气的相关管道设施的活动。DS & S业务从事向我们的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，一般和行政及营销费用）以及分部间冲销。先前期间的演示文稿已重新调整，以符合当前的分部报告结构，以单独披露我们的DS & S业务，该业务现在在数量上是重要的。
截至2025年9月30日止三个月对比截至2024年9月30日止三个月
下表显示了我们在所示期间的分部经营收入（亏损）摘要：
| 三个月结束 9月30日， |
改变 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ($) | (%) | ||||||||||||||||||||
| Calcasieu项目 | $ | 117 | $ | 540 | $ | (423) | (78) | % | |||||||||||||||
| Plaquemines项目 | 1,282 | (57) | 1,339 | NM | |||||||||||||||||||
| CP2项目 | (45) | (106) | 61 | (58) | % | ||||||||||||||||||
| DS & S | 56 | (35) | 91 | NM | |||||||||||||||||||
|
公司、其他和消除
|
(90) | (153) | 63 | (41) | % | ||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 1,320 | $ | 189 | $ | 1,131 | NM | ||||||||||||||||
____________
NM百分比没有意义。
Calcasieu项目
截至2025年9月30日止三个月，Calcasieu项目的运营收入为1.17亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的5.40亿美元减少4.23亿美元，降幅为78%。
这一减少主要是由于：
•收入减少3.13亿美元，原因是在2025年4月15日生效的COD后SPA下开始液化天然气销售时，液化天然气销售价格下降了5.17亿美元，部分被液化天然气销售量增加2.02亿美元所抵消；和
•销售成本增加1.66亿美元，主要是由于购买原料气的平均成本增加了1.28亿美元，液化天然气销售量增加了5300万美元。
这些减少被以下因素部分抵消：
•折旧和摊销费用减少3100万美元，主要是由于2025年某些液化天然气设施资产的估计使用寿命延长；以及
•运营和维护费用减少2300万美元，主要是由于在COD之前完成了调试和补救工作以及降低了法律费用。
Plaquemines项目
截至2025年9月30日止三个月，Plaquemines项目的运营收入为13亿美元，较截至2024年9月30日止三个月的亏损5700万美元增加13亿美元。
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这一增加主要是由于：
•由于出售Plaquemines项目生产的液化天然气，收入增加了25亿美元，而2024年同期没有收入。
这一增长被以下因素部分抵消：
•销售成本增加9.73亿美元，原因是出售Plaquemines项目生产的液化天然气，而2024年比较期间没有销售成本；
•截至2025年9月30日，从会计角度看，将设施的一部分资产（即232亿美元）投入使用，折旧和摊销增加1.41亿美元；和
•运营和维护费用增加7300万美元，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9月30日止三个月，CP2项目的运营亏损为4500万美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.06亿美元减少6100万美元，降幅为58%。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7900万美元。
DS & S
截至2025年9月30日止三个月，DS & S的运营收入为5600万美元，较截至2024年9月30日止三个月的运营亏损3500万美元增加9100万美元。
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由DS & S交付的液化天然气产生的收入为6.59亿美元，2024年没有相应活动。
这一增长被以下因素部分抵消：
•销售成本5.28亿美元，主要是由于从我们的液化天然气设施购买并由DS & S在2024年没有相应活动的情况下交付的液化天然气的成本；和
•运营和维护费用增加3500万美元，主要是由于我们的液化天然气油轮的运营成本。
公司、其他和消除
截至2025年9月30日止三个月，公司、其他和冲销的运营亏损为9000万美元，较截至2024年9月30日止三个月的1.53亿美元减少6300万美元，降幅为41%。
这一减少主要是由于：
•DS & S和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5900万美元的部门间冲销的有利影响；和
•我们主要与Blackfin管道相关的管道基础设施项目的开发费用减少了2600万美元，这被认为可能在2024年下半年发生。
这些减少被一般和行政费用增加2400万美元部分抵消，这主要是由于薪酬增加和员工人数增加导致的人事费用增加。
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截至2025年9月30日止九个月对比截至2024年9月30日止九个月
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9月30日的九个月， | 改变 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ($) | (%) | ||||||||||||||||||||
| Calcasieu项目 | $ | 1,202 | $ | 2,066 | $ | (864) | (42) | % | |||||||||||||||
| Plaquemines项目 | 2,618 | (163) | 2,781 | NM | |||||||||||||||||||
| CP2项目 | (236) | (396) | 160 | (40) | % | ||||||||||||||||||
| DS & S | 152 | (46) | 198 | NM | |||||||||||||||||||
|
公司、其他和消除
|
(298) | (292) | (6) | 2 | % | ||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 3,438 | $ | 1,169 | $ | 2,269 | 194 | % | |||||||||||||||
____________
NM百分比没有意义。
Calcasieu项目
截至2025年9月30日止九个月，Calcasieu项目的运营收入为12亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的21亿美元减少8.64亿美元，降幅为42%。
这一减少主要是由于：
•销售成本增加6.31亿美元，主要是由于购买原料气的平均成本增加5.68亿美元、液化天然气销售量增加3300万美元以及天然气供应合同公允价值的不利变化3000万美元；以及
•收入减少2.62亿美元，主要是由于2025年4月COD后液化天然气销售价格下降而净减少3.98亿美元，但被2025年4月COD前液化天然气销售价格上涨所抵消，部分被销量增加1.32亿美元所抵消。
由于2025年某些液化天然气设施资产的估计使用寿命延长，折旧和摊销减少2800万美元，部分抵消了这些减少额。
Plaquemines项目
截至2025年9月30日止九个月，Plaquemines项目的运营收入为26亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的运营亏损1.63亿美元增加28亿美元。
这一增加主要是由于：
•由于出售Plaquemines项目生产的液化天然气，收入增加了58亿美元，而2024年同期没有收入。
这一增长被以下因素部分抵消：
•销售成本增加24亿美元，原因是出售Plaquemines项目生产的液化天然气，而2024年比较期间没有销售成本；
•截至2025年9月30日，从会计角度看，将设施的一部分资产（即232亿美元）投入使用，导致折旧和摊销费用增加4.48亿美元；和
•运营和维护费用增加1.91亿美元，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。
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CP2项目
截至2025年9月30日止九个月，CP2项目的运营亏损为2.36亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的3.96亿美元减少1.6亿美元，降幅为40%。这一减少主要是由于CP2项目被宣布可能在2025年期间支出1.9亿美元，导致工程和开发成本降低。
DS & S
截至2025年9月30日止九个月，DS & S的运营收入为1.52亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的运营亏损4600万美元增加1.98亿美元。
这一增加主要是由于：
•出售由我们的液化天然气设施生产并由DS & S交付的液化天然气产生的16亿美元收入，2024年没有相应活动。
这一增长被以下因素部分抵消：
•销售成本13亿美元，主要是由于从我们的液化天然气设施购买并由DS & S在2024年没有相应活动的情况下交付的液化天然气的成本；和
•运营和维护费用增加1.29亿美元，主要是由于我们的液化天然气油轮的运营成本；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2200万美元。
公司、其他和消除
截至2025年9月30日止九个月，公司、其他和冲销的运营亏损为2.98亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的2.92亿美元增加600万美元，增幅为2%。
这一增加主要是由于：
•一般和行政费用增加7800万美元，主要是由于薪酬增加和员工人数增加，以及法律和其他专业服务费、IT和保险费用增加。
这一增加被以下因素抵消：
•我们主要与Blackfin管道相关的管道基础设施项目的开发费用减少了3200万美元，这被认为可能在2024年下半年出现；和
•DS & S和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2700万美元的部门间冲销的有利影响。
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.
现金来源和用途
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，这些流动性包括现金和现金等价物、受限现金以及我们现有信贷额度下的可用借款能力。此外，我们预计将通过使用经营现金流和其他未来潜在流动性来源来满足我们的长期现金需求，其中可能包括我们或我们的子公司的债务和股票发行。
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下表汇总了截至2025年9月30日我们在现有信贷额度下的现金和可用借款能力：
| 2025年9月30日 | ||||||||
| 现金及现金等价物 | $ | 1,879 | ||||||
| 受限制现金 | 1,663 | |||||||
|
我们信贷额度下的可用借款能力(1):
|
||||||||
| Calcasieu Pass营运资金融资 | 256 | |||||||
| Plaquemines营运资金融资 | 609 | |||||||
| CP2建设定期贷款 | 11,150 | |||||||
| CP2营运资金便利 | 740 | |||||||
| 黑鳍TLA设施 | 371 | |||||||
| Blackfin营运资金融资 | 75 | |||||||
| 我们信贷额度下的总可用借款能力 | 13,201 | |||||||
| 现金总额和可用借款能力 | $ | 16,743 | ||||||
__________
(1)可用借款能力是指截至2025年9月30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。
公司已订立若干信贷安排，以确保天然气的运输。截至2025年9月30日，与这些安排相关的最大未贴现潜在风险敞口为1.1亿美元。该金额目前未在我们的简明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。
2025年4月15日，Calcasieu项目宣布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。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。在这种情况下，可用现金是指超出管理层认为必要的现金的资金，用于在此期间为Calcasieu Pass的运营成本（包括偿债要求）提供资金。截至2025年9月30日，CP Funding可赎回优先单位的赎回价值为17亿美元，其中7.5亿美元与应计分配有关。与我们业务相关的风险因素，见第1项。—商业和第1a项。—风险因素s在我们的2024表格10-K上。
我们在我们的液化天然气项目上按顺序开始生产，每列液化火车在投入使用时都会上线。截至2025年9月30日的九个月期间，Calcasieu项目和Plaquemines项目分别从运营中产生了9.69亿美元和42亿美元的现金流。
材料融资
项目债务融资
Plaquemines项目。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%，各系列票据的利息每半年支付一次，于每年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。
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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%，每一系列票据的利息每半年支付一次，于每年的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。
我们目前估计，Plaquemines项目的项目总成本约为240亿美元至245亿美元，其中约231亿美元已于2025年9月30日支付。这一估计将我们最近的成本预测纳入了与液化天然气设施动力岛组件完工相关的增加的成本估计。
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。
2025年7月，CP2项目一期实现FID，我们获得了151亿美元的项目融资，为CP2项目一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。SOFR-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。
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285亿美元至295亿美元之间，其中截至2025年9月30日已支付约76亿美元。这一估计包括我们对CP2项目第一和第二阶段的最新成本预测，考虑到与项目融资相关的预期增长、最近的关税发展、该地区日益激烈的劳动力竞争，以及为整个CP2项目未来的棕地扩张设计便利条件。
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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信贷融资。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8.59亿美元，用于与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。
现金流
截至2025年9月30日止九个月对比截至2024年9月30日止九个月
下表显示了我们在所示期间的简明综合现金流量摘要：
| 截至9月30日的九个月， | 改变 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ($) | (%) | ||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的现金净额 | $ | 4,455 | $ | 1,476 | $ | 2,979 | 202 | % | |||||||||||||||
| 投资活动使用的现金净额 | (9,577) | (10,436) | 859 | (8) | % | ||||||||||||||||||
| 筹资活动产生的现金净额 | 4,050 | 8,723 | (4,673) | (54) | % | ||||||||||||||||||
经营活动
截至2025年9月30日止九个月的经营活动现金净额为45亿美元，较截至2024年9月30日止九个月的15亿美元增加30亿美元，增幅为202%。
现金流入净额增加的主要原因是：
•销售液化天然气收到的现金增加55亿美元；和
•衍生品结算收到的现金增加8.34亿美元。
经营活动现金流入净额的这些增加被以下因素部分抵消：
•为销售成本支付的现金增加25亿美元，主要用于购买原料气；
•为运营费用支付的现金增加3.12亿美元；和
•利息支出支付的现金增加了4.26亿美元。
投资活动
截至2025年9月30日止9个月投资活动使用的现金净额为96亿美元，较截至2024年9月30日止9个月的104亿美元减少8.59亿美元，降幅为8%。
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现金流出净额减少的主要原因是：
•购买不动产、厂房和设备支付的现金减少3.18亿美元，主要原因是：
◦Plaquemines项目支付的现金减少23亿美元，
◦这部分被增加的15亿美元现金在CP2项目上支付以增加建设和在DS & S支付的5.44亿美元现金主要用于购买液化天然气油轮所抵消；和
•减少2.67亿美元，原因是截至2024年9月30日止九个月的有息存款投资现金流出，而截至2025年9月30日止九个月的赎回存单现金流入。
融资活动
截至2025年9月30日的九个月，来自融资活动的净现金为41亿美元，较截至2024年9月30日的九个月的87亿美元减少47亿美元，降幅为54%。
现金流入净额减少的主要原因是：
•债务本金支付增加68亿美元，原因是：
◦在截至2025年9月30日的九个月内偿还77亿美元，用于预付Plaquemines建筑定期贷款项下的72亿美元未偿还款项、偿还CP2桥梁设施项下的3.08亿美元未偿还款项以及偿还Calcasieu Pass建筑定期贷款项下的1.42亿美元未偿还款项；与
◦截至2024年9月30日止九个月偿还8.59亿美元，原因是Plaquemines Equity Bridge Facility项下未偿还的7.27亿美元和Calcasieu Pass Construction Term Loan项下未偿还的1.32亿美元；
•截至2024年9月30日止九个月发行VGLNG A系列优先股所得款项为30亿美元，2025年同期无类似活动；
•融资和发行费用支付增加8.03亿美元，原因是截至2025年9月30日的九个月内支付了8.98亿美元，而2024年同期支付了9500万美元；和
•股息支付和子公司分配增加3.4亿美元，主要是由于：
◦与2024年同期没有类似活动相比，为VGLNG A系列优先股支付了2.7亿美元的子公司分配；和
◦公司已发行普通股支付的股息为1.21亿美元，而2024年同期支付的股息为3900万美元。
现金流入净额的这些减少被以下因素部分抵消：
•发行VGPL优先有担保票据的收益为65亿美元，而2024年同期发行VGLNG 2030票据的收益为15亿美元；和
•与我们2025年1月IPO相关的18亿美元A类普通股发行收益，2024年同期没有类似活动。
VGLNG资讯
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类和B类普通股及其应付的任何股息外，本10-Q表中提供的财务信息与VGLNG的财务信息之间没有重大差异。
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主要趋势和不确定性
在2025年及以后，我们预计将面临以下与我们的业务相关的不确定性。管理层预计，在短期内，随着Plaquemines项目的建设和调试进展，液化天然气产量和相关收入增加带来的增长可能会减轻或抵消这些不确定性。如果这没有发生，或者如果下文或其他地方描述的挑战对我们的影响比我们目前预期的程度更大，它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。我们将继续监测我们的行动，并在出现挑战时应对这些挑战。与我们业务相关的风险因素，见第1项。—商业和第1a项。—风险因素s在我们的2024表格10-K上。
宏观经济
一般宏观经济的不确定性可能会导致可能加剧影响我们业务的一些风险的情况。这包括不断演变的关税结构以及对全球经济活动的任何潜在影响、潜在的劳动力短缺、通胀加剧、资本市场波动以及汇率和利率波动。
关税—全球贸易格局目前高度波动。各国已宣布计划和/或已经实施新的或修改的关税。2025年4月，美国宣布对来自所有国家的进口商品征收广泛的对等关税。这包括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，或计划报复性关税。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，美国在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，包括石油、液化天然气和核技术。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。公司继续监测这一动态情况。
劳动力市场—建设液化天然气设施和其他重大基础设施项目的技术工人劳动力最近出现短缺，这可能会增加为未来项目吸引和留住合格人员的难度。此外，路易斯安那州正在开发的其他液化天然气项目对熟练劳动力的竞争可能会加剧这种短缺，可能会增加劳动力保留成本。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—由于关税和通胀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。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。
地缘政治
未来地缘政治环境不确定。地缘政治环境的变化可能会影响我们产品的需求和市场价格。这包括，如果地缘政治不确定性导致全球贸易和经济活动减少，全球对液化天然气的需求将减少，欧洲市场因可能重新引入俄罗斯来源的天然气而竞争加剧，冲突增加的影响以及不确定
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中东、与政治敏感地区客户的贸易谈判、中华人民共和国可能选择性采购液化天然气等潜在影响。公司继续监测这些趋势和不确定性可能对我们的财务状况、经营业绩和/或现金流量产生的影响。
监管
最近美国环境和能源政策的转变增加了继续发展我们各种项目的机会。这包括美国能源部解除对向非自由贸易协定国家出口液化天然气新授权的暂停、美国能源部完成2024年液化天然气出口研究并得出结论认为应恢复并继续从美国出口液化天然气的授权、FERC于2025年5月对CP2项目的最终批准、美国能源部于2025年10月对CP2项目向非自由贸易协定国家出口液化天然气的最终授权，以及美国最高法院裁定联邦地区法院可能缺乏发布普遍禁令的权力。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/或现金流量产生重大影响。
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。这些客户最初寻求的补救措施包括67亿美元到74亿美元之间的损害赔偿。继两项仲裁程序获得积极解决后，Calcasieu项目仍与其五名COD后SPA客户一起参与仲裁程序。这些客户寻求的补救措施包括48亿美元至55亿美元的损害赔偿。
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。仲裁庭作出的裁决认定，Calcasieu项目违反了其根据BP COD后SPA及时申报Calcasieu项目COD和作为“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，但我们预计最终裁决不会受到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超过10亿美元的赔偿金，以及利息、费用和律师费。
其余四家Calcasieu Project COD后客户在仲裁程序中寻求的补救措施包括总额在38亿美元至45亿美元之间的损害赔偿，而不是终止COD后SPA。我们认为，这些纠纷受制于适用的COD后SPA下的相关卖方合计责任限制，总额为7.65亿美元。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。
进一步讨论见项目1a。—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仲裁程序中不成功，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我们2024年的10-K表格，附注3 –与客户订立合约的收入在项目1.—金融铝声明本表格10-Q，及第II部分第1项。—法律 进行中s本表格10-Q。
关键会计估计
估计数的使用
按照公认会计原则编制简明综合财务报表要求管理层作出影响简明综合报表中报告的金额的估计和假设
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财务报表及附注。我们在持续的基础上评估我们的假设。虽然我们认为编制简明综合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。
最近的会计公告
项目3。关于市场风险的定量和定性披露
我们在2024年10-K表格中披露的市场风险没有重大变化。
项目4。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）旨在确保我们在根据经修订的《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。
我们在管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）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，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序截至2025年9月30日有效。
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第二部分
项目1。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、诉讼和其他附带诉讼。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。
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诉状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。该投诉随后于2025年9月15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，并打算积极为自己辩护。
此外，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方法院。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。诉状主张违反信托义务、严重管理不善、浪费企业资产、不当得利、帮教，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，等待我们即将提出的驳回于2025年9月15日提交的经修订的证券集体诉讼投诉的动议的解决。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。
2025年8月12日，国际商会，国际仲裁法院通知Venture Global的间接子公司VGCP，在先前披露的与Shell NA LNG LLC（“壳牌”）的仲裁程序中，已发布部分最终裁决。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。我们预计，与仲裁程序有关的费用分配的裁决将在2025年底之前通知我们。
于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。该和解协议整体解决了仲裁，对Venture Global没有实质性影响。
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2025年10月8日，国际商会，国际仲裁法院通知VGCP，在先前披露的与BP的仲裁程序中，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。英国石油公司寻求的补救措施包括超过10亿美元的赔偿金，以及利息、费用和律师费。
除上述程序外，VGCP目前还涉及先前披露的与其他四家客户就其各自与Calcasieu项目相关的COD后SPA进行的仲裁程序。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。这些客户寻求的补救措施包括总额在38亿美元至45亿美元之间的损害赔偿，而不是终止COD后的SPA。我们认为，这些纠纷受到适用的COD后SPA下的相关卖方合计责任限制的约束，相关的COD后SPA合计7.65亿美元。这些客户还在争论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。
进一步讨论见项目1a。—风险因素—与监管和诉讼相关的风险—如果我们在与客户的任何当前或潜在的未来仲裁程序中不成功，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偿还相关项目的所有债务。关于我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告。
项目1a。风险因素
我们在2024年10-K表中披露的风险因素没有重大变化。
项目2。未登记的股权证券销售和收益使用
发行人及关联购买人购买股本证券
下表包含截至2025年9月30日止三个月内根据《交易法》第10b-18条规则定义的关联购买者购买我们的股本证券的信息。
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期
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购买的股票总数(1)
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平均价格
每股支付
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总数
购买的股份为
部分公开
宣布的计划或方案
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最大数量
的股份，可能
尚未购买
根据计划或
程序
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2025年7月1日-2025年7月31日
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— | $ | — | — | — | |||||||||||||||||||||
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2025年8月1日-2025年8月31日
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
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2025年9月1日-2025年9月30日
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
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合计
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— | $ | — | — | — | |||||||||||||||||||||
__________
(1)截至2025年9月30日止三个月的所有此类购买均发生在公开市场交易中。
截至2025年9月30日止三个月，我们没有购买任何股本证券。
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项目3。高级证券违约
不适用。
项目4。矿山安全披露
不适用。
项目5。其他信息
VGLNG循环信贷协议
本“第二部分——第五项”中包含的信息。提供此表格10-Q的“其他信息”，以代替在表格8-K的当前报告中根据“项目1.01订立重大最终协议”和“项目2.03创建直接财务义务或注册人的表外安排下的义务”提交此类信息。
于2025年11月7日，VGLNG与贷款人及发证银行订约方及三井住友银行作为行政代理人订立循环信贷协议（「信贷协议」）。
信贷协议规定了一项高级有担保循环信贷融资（“VGLNG融资”），根据该融资，VGLNG可借入最多20亿美元，并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贷款和未提供资金的承诺，不得超过VGLNG及其受限制子公司合并总资产的7.5%。信贷协议及其项下所有借款将于2030年11月7日到期。
VGLNG融资下未来借款的潜在收益可用于VGLNG及其子公司的一般公司用途。于签署日期，并无根据VGLNG融资作出借款。
除某些例外情况外，VGLNG融资由VGLNG和任何未来担保人（如有）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。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设施提供担保。
信贷协议包含某些限制性和维持性契约，其中包括限制或限制VGLNG、任何未来担保人和某些VGLNG子公司的能力，或要求（如适用）（i）进行限制性付款，（ii）产生额外债务或发行优先股，（iii）为他人的义务提供担保，（iv）承担、产生、允许或遭受对VGLNG或其各自资产存在的留置权，（v）对受限制子公司支付股息、支付欠VGLNG的债务的能力设置或允许存在或生效的任何合意产权负担，任何未来担保人或VGLNG的任何其他受限制子公司，向VGLNG、任何未来担保人或VGLNG的其他受限制子公司提供贷款或垫款，或向VGLNG、任何未来担保人或VGLNG的任何其他受限制子公司出售、租赁或转让任何财产或资产，（vi）合并、合并或出售VGLNG的几乎所有或其各自的资产或财产，（vii）进行某些投资、贷款或垫款，以及（viii）与VGLNG或其各自的关联公司或为其利益而订立某些交易或协议。信贷协议契约受多项重要限制及例外规限。信贷协议还包含惯常的违约事件和补救措施，包括但不限于：（i）未能在到期应付时支付VGLNG融资项下任何借款的本金或利息；（ii）未能遵守信贷协议中的某些契诺或协议，如果未按信贷协议的规定（如适用）予以纠正或放弃，以及（iii）某些破产、无力偿债或重组事件。
信贷协议下的借款按SOFR或基准利率计息，外加适用的保证金，由VGLNG选择。基于SOFR-的贷款的适用保证金率（i）为每年2.50%，基准利率为（ii）
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贷款年利率为1.50%，在达到一定评级要求的基础上，每年最多可减少1.00%。定期SOFR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。VGLNG可以预付到期日之前所借的任何金额，而无需支付任何溢价或罚款。
本项目5中所述的描述并不完整，而是通过参考信贷协议全文对其进行整体限定，该协议将作为我们截至2025年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告的附件提交。
执行干事或主任
规则10b5-1（c）交易计划
上
2025年8月21日
,
Sari Granat
，该公司旗下一间
董事
s，订立了
交易计划
意在满足规则10b5-1（c）的肯定性抗辩。该计划规定购买/出售
452,032
公司普通股的股份。该计划将于
2026年8月17日
.
62
项目6。展览
| 附件编号 | 说明 | |||||||
|
3.1†
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| 3.2† | ||||||||
|
4.1†
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10.1§
|
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10.2§
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||||||||
|
10.3§
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|
10.4§
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||||||||
|
10.5§
|
||||||||
| 10.6§ | ||||||||
| 10.7 | ||||||||
| 10.8 | ||||||||
| 10.9 | ||||||||
| 10.10 | ||||||||
| 31.1 | ||||||||
| 31.2 | ||||||||
| 32.1 | ||||||||
| 32.2 | ||||||||
|
101.INS
|
内联XBRL实例文档
|
|||||||
|
101.SCH
|
内联XBRL分类法扩展架构文档
|
|||||||
|
101.CAL
|
内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档
|
|||||||
|
101.DEF
|
内联XBRL分类学扩展定义linkbase文档
|
|||||||
|
101.LAB
|
内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档
|
|||||||
| 101.PRE | 内联XBRL分类学扩展演示linkbase文档 | |||||||
| 104 |
封面页交互式数据文件（内嵌在内联XBRL文档中）
|
|||||||
| † | 以引用方式并入。 | ||||
| § | 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。 | ||||
63
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。
日期：2025年11月10日
| Venture Global，INC。 | |||||
| 签名： |
/s/乔纳森·塞耶
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姓名：乔纳森·塞耶
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|
标题：首席财务官（代表注册人并作为首席财务官）
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| 签名： |
/s/莎拉·布雷克
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姓名：莎拉·布雷克
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|
标题：首席财务官（代表注册人并作为首席会计官）
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