0001383650false--12-312024Q31,4791,5644,6535,0855265151,4411,7452,0052,0796,0946,8307736822,3981,598—24207736842,4021,6182002116106804138123120151444442562637778442288232068662522767424106112135127http://fasb.org/srt/2024#AffiliatedEntityMemberhttp://fasb.org/srt/2024#AffiliatedEntityMemberhttp://fasb.org/srt/2024#AffiliatedEntityMemberhttp://fasb.org/srt/2024#AffiliatedEntityMember171——1715648065542556118661361141313711710175232312498http://fasb.org/us-gaap/2024#CostOfGoodsAndServiceExcludingDepreciationDepletionAndAmortizationhttp://fasb.org/us-gaap/2024#CostOfGoodsAndServiceExcludingDepreciationDepletionAndAmortizationhttp://fasb.org/us-gaap/2024#CostOfGoodsAndServiceExcludingDepreciationDepletionAndAmortizationhttp://fasb.org/us-gaap/2024#CostOfGoodsAndServiceExcludingDepreciationDepletionAndAmortizationhttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeAssetsCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeAssetsCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeLiabilitiesCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeLiabilitiesCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeLiabilitiesNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#DerivativeLiabilitiesNoncurrentSOFR or base rateSOFR or base ratexbrli:sharesiso4217:USDiso4217:USDxbrli:sharesxbrli:purecqp:trainscqp:milliontonnesutr:Ycqp:unitcqp:itemutr:micqp:tbtuutr:Rate00013836502024-01-012024-09-3000013836502024-10-250001383650us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:RegasificationServiceMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:RegasificationServiceMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:RegasificationServiceMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:RegasificationServiceMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:ProductAndServiceOtherMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:ProductAndServiceOtherMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:ProductAndServiceOtherMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:ProductAndServiceOtherMember2023-01-012023-09-3000013836502024-07-012024-09-3000013836502023-07-012023-09-3000013836502023-01-012023-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-01-012023-09-3000013836502024-09-3000013836502023-12-310001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2024-09-300001383650us-gaap:NonrelatedPartyMember2023-12-310001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2024-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMember2023-12-310001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMember2023-12-310001383650cqp:CommonUnitsMember2024-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2023-12-310001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMember2023-01-012023-12-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-12-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2024-01-012024-03-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-01-012024-03-3100013836502024-01-012024-03-310001383650cqp:CommonUnitsMember2024-03-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-03-3100013836502024-03-310001383650cqp:CommonUnitsMember2024-04-012024-06-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-04-012024-06-3000013836502024-04-012024-06-300001383650cqp:CommonUnitsMember2024-06-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-06-3000013836502024-06-300001383650cqp:CommonUnitsMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2022-12-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2022-12-3100013836502022-12-310001383650cqp:CommonUnitsMember2023-01-012023-03-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-01-012023-03-3100013836502023-01-012023-03-310001383650cqp:CommonUnitsMember2023-03-310001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-03-3100013836502023-03-310001383650cqp:CommonUnitsMember2023-04-012023-06-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-04-012023-06-3000013836502023-04-012023-06-300001383650cqp:CommonUnitsMember2023-06-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-06-3000013836502023-06-300001383650cqp:CommonUnitsMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2023-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-09-3000013836502023-09-300001383650cqp:SabinePassLNGTerminalMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CreoleTrailPipelineMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMembercqp:CheniereEnergyIncMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMembercqp:CheniereEnergyIncMembercqp:CommonUnitsMember2024-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650srt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMembercqp:BXCQPTargetHoldcoLLCAndOtherBlackstoneAndBrookfieldAffiliatesMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersLPMembercqp:PublicMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyIncMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:BXCQPTargetHoldcoLLCMembercqp:BIPChinookHoldcoLLCMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:BXCQPTargetHoldcoLLCMembercqp:BIFIVCypressAggregatorDelawareLLCMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:TradeAccountsReceivableMember2024-09-300001383650us-gaap:TradeAccountsReceivableMember2023-12-310001383650cqp:OtherReceivablesMember2024-09-300001383650cqp:OtherReceivablesMember2023-12-310001383650cqp:MaterialsInventoryMember2024-09-300001383650cqp:MaterialsInventoryMember2023-12-310001383650cqp:NaturalGasInventoryMember2024-09-300001383650cqp:NaturalGasInventoryMember2023-12-310001383650cqp:LiquefiedNaturalGasInventoryMember2024-09-300001383650cqp:LiquefiedNaturalGasInventoryMember2023-12-310001383650cqp:OtherInventoryMember2024-09-300001383650cqp:OtherInventoryMember2023-12-310001383650cqp:LngTerminalMember2024-09-300001383650cqp:LngTerminalMember2023-12-310001383650us-gaap:ConstructionInProgressMember2024-09-300001383650us-gaap:ConstructionInProgressMember2023-12-310001383650cqp:LngTerminalCostsMember2024-09-300001383650cqp:LngTerminalCostsMember2023-12-310001383650cqp:FixedAssetsMember2024-09-300001383650cqp:FixedAssetsMember2023-12-310001383650us-gaap:AssetsHeldUnderCapitalLeasesMember2024-09-300001383650us-gaap:AssetsHeldUnderCapitalLeasesMember2023-12-310001383650us-gaap:FairValueInputsLevel1Member2024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel2Member2024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Member2024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel1Member2023-12-310001383650us-gaap:FairValueInputsLevel2Member2023-12-310001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Member2023-12-310001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMember2024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:MarketApproachValuationTechniqueMembersrt:WeightedAverageMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:PriceRiskDerivativeMemberus-gaap:ValuationTechniqueOptionPricingModelMembersrt:WeightedAverageMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2024-06-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2023-06-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2023-12-310001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2022-12-310001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2024-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMember2023-09-300001383650us-gaap:PriceRiskDerivativeMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:PriceRiskDerivativeAssetMember2024-09-300001383650cqp:PriceRiskDerivativeAssetMember2023-12-310001383650cqp:PriceRiskDerivativeLiabilityMember2024-09-300001383650cqp:PriceRiskDerivativeLiabilityMember2023-12-310001383650cqp:A2024SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2024SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2025SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2025SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2026SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2026SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2027SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2027SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2028SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2028SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2030SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2030SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2037SabinePassLiquefactionNotesMembersrt:WeightedAverageMember2024-09-300001383650cqp:A2037SabinePassLiquefactionNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2037SabinePassLiquefactionNotesMember2023-12-310001383650cqp:SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:SabinePassLiquefactionSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMember2024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001383650cqp:SabinePassLiquefactionMember2024-09-300001383650cqp:SabinePassLiquefactionMember2023-12-310001383650cqp:A2029CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2029CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2031CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2031CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2032CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2032CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2033CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2033CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:A2034CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:A2034CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2024-09-300001383650cqp:CheniereEnergyPartnersSeniorNotesMember2023-12-310001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMember2024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001383650us-gaap:ParentMember2024-09-300001383650us-gaap:ParentMember2023-12-310001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:BaseRateMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:BaseRateMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:BaseRateMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMemberus-gaap:BaseRateMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:SPLRevolvingCreditFacilityMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CQPRevolvingCreditFacilityMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:FairValueInputsLevel2AndLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2024-09-300001383650cqp:FairValueInputsLevel2AndLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2024-09-300001383650cqp:FairValueInputsLevel2AndLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001383650cqp:FairValueInputsLevel2AndLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2024-09-300001383650us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:SeniorNotesMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-3100013836502024-10-01us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-09-3000013836502024-01-01us-gaap:NonrelatedPartyMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-12-3100013836502024-10-01us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2024-09-3000013836502024-01-01us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMember2023-12-3100013836502024-10-01cqp:RegasificationServiceMember2024-09-3000013836502024-01-01cqp:RegasificationServiceMember2023-12-3100013836502024-10-012024-09-3000013836502024-01-012023-12-310001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:LiquefiedNaturalGasMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:CheniereMarketingAgreementsMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMembercqp:ContractsforSaleandPurchaseofNaturalGasAndLNGMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMemberus-gaap:ServiceAgreementsMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMemberus-gaap:ServiceAgreementsMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMemberus-gaap:ServiceAgreementsMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:SubsidiaryOfCommonParentMemberus-gaap:ServiceAgreementsMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMembercqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2024-07-012024-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMembercqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2023-07-012023-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMembercqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:OtherAffiliatesMembercqp:NaturalGasTransportationAndStorageAgreementsMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:SabinePassTugServicesLLCMembercqp:CheniereLNGTerminalsLLCMembercqp:TerminalMarineServicesAgreementMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:SabinePassTugServicesLLCMembercqp:CheniereLNGTerminalsLLCMembercqp:TerminalMarineServicesAgreementMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CommonUnitsMemberus-gaap:SubsequentEventMember2024-10-252024-10-250001383650cqp:BaseAmountMembercqp:CommonUnitsMemberus-gaap:SubsequentEventMember2024-10-252024-10-250001383650cqp:VariableAmountMembercqp:CommonUnitsMemberus-gaap:SubsequentEventMember2024-10-252024-10-250001383650cqp:IncentiveDistributionRightsMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:IncentiveDistributionRightsMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2024-01-012024-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:IncentiveDistributionRightsMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CommonUnitsMember2023-01-012023-09-300001383650us-gaap:GeneralPartnerMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:IncentiveDistributionRightsMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerAMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2023-01-012023-12-310001383650cqp:CustomerBMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:CustomerBMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CustomerBMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerBMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerBMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2023-01-012023-12-310001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerCMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2023-01-012023-12-310001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-07-012024-09-300001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerDMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2023-01-012023-12-310001383650cqp:CustomerEMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-07-012023-09-300001383650cqp:CustomerEMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2024-01-012024-09-300001383650cqp:CustomerEMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMemberus-gaap:SalesRevenueNetMember2023-01-012023-09-300001383650cqp:CustomerEMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2023-01-012023-12-310001383650cqp:CustomerFMemberus-gaap:CustomerConcentrationRiskMembercqp:AccountsReceivableAndContractAssetsMember2024-01-012024-09-30

美國
證券交易委員會
華盛頓特區 20549
表格 10-Q
☒    根據1934年證券交易法第13或15(d)條款的季度報告。
截至2024年6月30日季度結束 2024年9月30日
或
☐    根據1934年證券交易法第13或15(d)條款的過渡報告
 過渡期從            至            
委員會檔案編號 001-33366
cheniere energy partners, L.P.
(正式註冊人的確切名稱，如章程所規定)
德拉瓦20-5913059
(成立地或組織其他管轄區)(I.R.S.雇主識別號碼。)
845德克薩斯大道, 1250套房
休斯頓, 德克薩斯 77002
(主要行政辦公室的地址)（郵政編碼）
(713) 375-5000
(註冊人電話號碼，包括區號)
根據法律第12(b)條註冊的證券:
每種類別的名稱交易符號每個註冊交易所的名稱
代表有限合夥人權益的普通單位CQP紐約證券交易所
請以勾選的方式指示登記人是否（1）在過去12個月內（或在登記人需要提交報告的較短期間內）已提交根據1934年證券交易法第13條或15(d)條所要求的所有報告，以及（2）在過去90天內是否受到此類提交要求的約束。Yes ☒   No ☐
請以勾選方式指示，是否在過去12個月內（或注册者須提交此等檔案的較短時期）依照規則405和《S-t法規》（本章第232.405條款）的要求，遞交了每個互動資料檔案。Yes☒ 否 ☐
用勾選標記表示註冊人是大快速申報人、加快速申報人、非加快速申報人、較小的報告公司或新興成長公司。請參閱《交易所法》第120億2條中對“大快速申報人”、“加快速申報人”、“較小的報告公司”和“新興成長公司”的定義。
大型加速歸檔人☒加速歸檔人☐
非加速歸檔人☐小型報告公司☐
新興成長型企業☐
如果是新興成長企業，則通過勾選表示，是否選擇不使用依據交易所法第13(a)條提供的任何新或修訂財務會計標準的延長過渡期。 ☐
請以核選符號表示，公司是否為空殼公司（如交易法令第120億2條所定義）。 是☐    不 ☒
截至2024年10月25日，申報人已經 484,046,623 流通的普通單位。



cheniere energy合夥企業，L.P。
目錄







i
目錄

定義

根據本季報告所列，以下術語具有以下含義:

常見行業板塊及其他術語
ASU會計準則更新
億立方英尺/日十億立方英尺每天
燃料幣十億立方英尺當量
美國能源部美國能源部
總價款工程、採購和施工（以下簡稱EPC）工程、採購和施工
ESG環保母基、社會及管治
金融會計準則委員會金融會計準則委員會
FERC美國聯邦能源監管委員會
FID最終投資決策
自由貿易協定國家與美國簽訂自由貿易協定並為天然氣的交易提供國民待遇的國家
公認會計準則 (GAAP)美國通用會計原則
Henry Hub紐約商業交易所的天然氣期貨合約在相關貨物交付窗口預定開始的月份的最後結算價格（以每MMBtu的美元計算）
IPm協議綜合生產銷售協議在此中，燃料幣生產商以全球液化天然氣或天然氣指數價格向我們出售燃料幣，扣除固定液化費、運輸及其他成本
液化天然氣液化天然氣，是一種天然氣的產品，經過冷卻處理後已被冷卻至液體狀態，所佔體積大約為其氣態的1/600
MMBtu百萬英熱單位；一個英熱單位測量將一磅水的溫度提高一度華氏所需的能源
每年百萬公噸每年百萬噸
非自由貿易協定國家美國未與之有自由貿易協定提供天然氣交易中的國家待遇的國家，且與之允許進行交易
美國證券交易委員會美國證券交易委員會
SOFR隔夜拆款利率
「SPA」液化天然氣買賣協議
千億英熱單位
一兆英熱單位；一英熱單位是指使一磅水的溫度上升一華氏度所需的能源
列車一個由一系列冷媒壓縮循環組成的工業設施，用於將天然氣冷卻成液化天然氣
終端使用協議終端使用協議



1
目錄

簡稱的法律實體結構

以下圖表描述截至2024年9月30日為止的我們簡略法律實體結構，包括我們對某些子公司的所有權，以及這些實體在本季度報告中使用的相關信息：

CQP_OrgChart_Q1_2024.jpg

除非上下文要求不同，否則對“CQP”，“合夥關係”，“我們”，“我們”和“我們”的引用指的是cheniere energy Partners，L.P.及其合併子公司。



2
目錄


第一部分。 　　財務資訊



項目1。合併基本報表
cheniere energy partners, l.p. 及其子公司
綜合損益表。
(單位為百萬，除每股數據外)
（未經審核）

截至九月三十日的三個月截至九月三十日的九個月。
2024202320242023
收入
液化天然氣收入$1,479 $1,564 $4,653 $5,085 
液化天然氣收入—關聯公司526 515 1,441 1,745 
再氣化收入34 34 102 101 
其他收入16 15 48 47 
總營業收入2,055 2,128 6,244 6,978 
營業費用 
銷售成本（不包括以下顯示的項目）773 682 2,398 1,598 
銷售成本-聯屬公司— 2 4 20 
營運和維護費用200 211 610 680 
營運及維護費用-聯屬公司41 38 123 120 
營運及維護費用-關聯方15 14 44 44 
一般及行政費用2 2 8 8 
一般及行政費用-聯屬公司23 20 68 66 
折舊和攤銷費用 171 166 509 500 
其他營運成本和費用2 4 10 6 
關聯企業的其他營運成本和費用1 1 2 1 
營業成本和費用總額1,228 1,140 3,776 3,043 
營業收入827 988 2,468 3,935 
其他收入（費用） 
利息費用，扣除資本化利息後(199)(205)(603)(620)
債務修改或償還損失— (4)(3)(6)
利息和股息收入7 12 25 39 
其他總費用(192)(197)(581)(587)
凈利潤$635 $791 $1,887 $3,348 
每單位普通股的基本和稀釋凈利潤(1)
$1.08 $1.19 $3.21 $5.53 
加權平均基本和稀釋未來普通股數量484.0 484.0 484.0 484.0 
(1)在計算每個普通單位的基本和稀釋凈利潤時，凈利潤會根據兩類法的要求，減去分配給參與性證券但未分配的凈利潤的金額，參與性證券不包括普通單位。請參閱 註釋 11—每個普通單位的凈利潤.

附帶說明是這些合併基本報表不可或缺的一部分。

3
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構
合併資產負債表
(以百萬計，單位數據除外)

九月三十日12月31日
20242023
資產(未經審計) 
流動資產  
現金及現金等價物$331 $575 
限制性現金及現金等價物80 56 
交易及其他應收款，扣除當前預期信用損失239 373 
應收賬款—關聯公司199 278 
預付款項給關聯公司82 84 
庫存135 142 
當前衍生資產50 30 
預付費用53 42 
其他流動資產，淨額17 1 
總流動資產1,186 1,581 
不動產、廠房和設備，扣除累計折舊15,868 16,212 
經營租賃資產79 81 
衍生資產64 40 
其他非流動資產，淨值188 188 
總資產$17,385 $18,102 
負債和合夥人虧損
 
流動負債
應付賬款$51 $69 
應計負債564 806 
應計負債—關聯方5 5 
流動負債，淨值減去未攤銷折扣和債務發行費用700 300 
由於附屬公司42 55 
遞延收入136 114 
遞延收入—關聯公司1 3 
當前衍生負債222 196 
其他流動負債8 18 
總流動負債1,729 1,566 
長期債務，淨值扣除未攤銷折扣和債務發行費用14,756 15,606 
經營租賃負債77 71 
融資租賃負債69 14 
衍生負債1,256 1,531 
其他非流動負債101 75 
其他非流動負債—關聯方23 23 
總負債18,011 18,886 
合夥人赤字
普通單位持有人的利益（484.0 百萬單位在2024年9月30日和2023年12月31日均已發行和流通）
1,602 1,038 
普通合夥人的權益（2%權益， 9.9 百萬單位在2024年9月30日和2023年12月31日均已發行和流通）
(2,228)(1,822)
總合夥人赤字
(626)(784)
總負債和合夥人赤字
$17,385 $18,102 

附帶說明是這些合併基本報表不可或缺的一部分。

4
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構
合併合夥人虧損報表
(單位：百萬)
(未經審計)

截至2024年9月30日的三個月和九個月
普通單位持有者權益普通合夥人權益合作伙伴總虧損
單位金額單位金額
截至2023年12月31日的餘額484.0 $1,038 9.9 $(1,822)$(784)
凈利潤— 668 — 14 682 
分配
常見單位，$1.035/單位
— (501)— — (501)
普通合夥單位— — — (219)(219)
截至2024年3月31日的餘額484.0 1,205 9.9 (2,027)(822)
凈利潤— 559 — 11 570 
分配
常用單位，$0.810/單位
— (392)— — (392)
普通合夥單位— — — (112)(112)
截至2024年6月30日的餘額484.0 1,372 9.9 (2,128)(756)
凈利潤
— 622 — 13 635 
分配
常用單位，$0.810/單位
— (392)— — (392)
普通合夥單位— — — (113)(113)
截至2024年9月30日的餘額484.0 $1,602 9.9 $(2,228)$(626)

截至2023年9月30日的三個月和九個月
普通合夥人權益普通合夥人權益合夥人總體赤字
單位金額單位金額
截至2022年12月31日的餘額484.0 $(1,118)9.9 $(1,013)$(2,131)
凈利潤— 1,897 — 38 1,935 
分配
普通單位，$1.070每單位
— (518)— — (518)
普通合夥單位— — — (236)(236)
截至2023年3月31日的餘額484.0 261 9.9 (1,211)(950)
凈利潤— 610 — 12 622 
分配
常用單位，$1.03/單位
— (499)— — (499)
普通合夥單位— — — (219)(219)
截至2023年6月30日的餘額484.0 372 9.9 (1,418)(1,046)
凈利潤
— 774 — 17 791 
分配
常用單位，$1.03/unit
— (499)— — (499)
普通合夥單位— — — (219)(219)
截至2023年9月30日的餘額484.0 $647 9.9 $(1,620)$(973)

附帶說明是這些合併基本報表不可或缺的一部分。

5
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構
合併現金流量表
(單位：百萬)
(未經審計)
 截至9月30日的九個月
20242023
經營活動產生的現金流  
凈利潤
$1,887 $3,348 
調整凈利潤與由事件提供的淨現金之間的對賬：
折舊和攤銷費用509 500 
折舊折價和債務發行成本20 22 
債務修改或解除的損失3 6 
衍生工具的總收益，淨額
(316)(1,867)
通過衍生工具結算所提供的現金淨額
23 6 
其他13 16 
經營資產和負債的變動：
交易及其他應收款134 340 
應收賬款—關聯方79 384 
庫存6 30 
應付賬款和應計負債(259)(662)
應付負債—相關方— (2)
總遞延營業收入47 59 
其他，淨額(41)14 
其他，淨——關聯公司(13)(1)
經營活動提供的淨現金
2,092 2,193 
投資活動產生的現金流量  
物業、廠房及設備，淨值(105)(170)
其他(7)(6)
投資活動中使用的淨現金
(112)(176)
融資活動產生的現金流  
債務發行收入1,228 1,397 
債務的贖回和償還(1,680)(1,650)
債務發行及其他融資成本(15)(32)
分配(1,729)(2,190)
其他(4)(4)
融資活動所使用的淨現金
(2,200)(2,479)
現金及現金等價物及受限現金和現金等價物的淨減少
(220)(462)
現金、現金等價物及受限現金和現金等價物——期初631 996 
現金、現金等價物及受限現金和現金等價物——期末$411 $534 


附帶說明是這些合併基本報表不可或缺的一部分。

6
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併財務報表附註
(未經審計)


注意 1—業務性質及呈現基礎

我們擁有位於路易斯安那州卡梅倫區薩賓口岸的天然氣液化和出口設施（ 「薩賓口岸LNG終端」），該設施有 六 4條待機生產線，總生產能力約爲 30 每年百萬噸LNG（ 「液化項目」）。薩賓口岸LNG終端還擁有運營中的再氣化設施 包括 五 液化天然氣儲存罐、氣化器和 三 海洋碼頭。此外，薩賓港液化天然氣終端包括一條 94與薩賓港液化天然氣終端相連的 天然氣供應管道（「Creole Trail Pipeline」).

我們正在進行一個擴張項目，以提供額外的液化能力，我們已開始商業化以支持與該潛在擴張項目相關的額外液化能力。 該地點的開發或其他項目，包括支持燃氣供應和液化天然氣需求的製造行業項目，在我們作出積極的最終投資決定之前，將需要包括可接受的商業和融資安排在內的其他要求。

我們沒有員工，因此我們及我們的子公司與Cheniere的關聯公司在普通業務中有各種服務協議，包括用於建設、運營和維護液化項目的服務以及行政服務。請見 注10—關聯方交易 以獲取2024年和2023年截至9月30日的三個月和九個月期間這些服務協議下活動的更多詳細信息。

截至2024年9月30日，Cheniere擁有 48.6% 的有限合夥人權益，形式爲 239.9 百萬我們的普通單位。Cheniere還擁有 100% 的普通合夥人權益和我們的激勵分配權（「IDRs」).

財務報表的基礎

CQP的附帶未經審計的合併基本報表是依據GAAP爲中期財務信息準備的，並遵循S-X法規第10-01條的規定，反映了管理層認爲在公正陳述所披露中期財務結果所需的所有正常重複調整。因此，它們不包括GAAP對完整基本報表所要求的所有信息和腳註，應該與我們包含的合併基本報表及附帶註釋一起閱讀。 截至2023年12月31日的財政年度的10-K表年度報告.

截至2024年9月30日的三個月和九個月的運營結果並不一定代表截至2024年12月31日的年度運營結果。

我們不受聯邦或州所得稅的約束，因爲我們的合作伙伴根據他們應分配的應稅收入單獨納稅。

近期會計準則

ASU 2023-07

在2023年11月，FASB 發佈了ASU No. 2023-07， 分段報告（主題280）. 此指導要求公共實體，包括只有一個可報告分部的實體，披露重大分部費用和其他分部項目，需按年度和中期進行披露，並在中期提供有關可報告分部的利潤或虧損及資產的所有披露，這些披露目前按年度要求。我們計劃在2024年12月31日結束的年度報告中，將此指導進行採用並按追溯方式與適用披露進行一致。

註釋 2—單元持有者權益
 
普通單位代表我們公司的有限合夥人權益，賦予單位持有人蔘與合夥分配的權利，以及根據我們的合夥協議行使有限合夥人可享有的權利和特權。雖然普通單位持有人沒有義務爲合夥企業的損失提供資金，但他們的資本賬戶在合夥企業如果清算時會被考慮到分配淨資產，仍然會共享損失。
7
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
普通合夥人的權益有權獲得至少 2% 的所有分配。 此外，普通合夥人持有IDR，這使得普通合夥人能夠在達到額外目標水平時獲得更高比例的來自經營盈餘的季度現金分配，但可以將這些權利與其普通合夥權益分開轉讓。 更高的比例區間爲 15% 到 50%，包括普通合夥人的權益。
我們的合作協議要求，在 45 在每個季度結束後的幾天內，我們將分配所有可用現金，根據我們的合作協議的定義，這通常是我們在一個季度末的手頭現金減去普通合夥人設立的任何儲備金額。我們迄今爲止支付的所有分配均來自合夥協議中規定的累計營業盈餘。
截至2024年9月30日，我們以普通單位持有的總證券有效擁有情況爲 48.6% 由切尼爾持有， 41.5% 由CQP目標控股公司（「CQP目標控股」）和其他黑石集團（「黑石」）以及布魯克菲爾德資產管理公司（「布魯克菲爾德」) 和 7.9%由公衆持有。 所有板塊的 2%的普通合夥人權益由Cheniere持有。 CQP Target Holdco的股權權益爲 50.0%由BIP Chinook Holdco L.L.C.持有，該公司是黑石的附屬公司，且 50.0%由BIF IV Cypress Aggregator（特拉華州）LLC持有，該公司是布魯克菲爾德的附屬公司。 CQP Target Holdco、黑石和布魯克菲爾德的所有權基於他們最近向SEC提交的文件。

注意 3—交易和其他應收款，扣除當前預期信用損失

交易和其他應收款項，扣除當前預期信用損失後，包含以下內容（單位：百萬）:
 九月三十日12月31日
20242023
應收賬款$233 $364 
其他應收款6 9 
應收總額和其他應收款，淨值扣除預期的當前信用損失$239 $373 

注意 4—庫存

庫存包括以下內容（以百萬計）：
 九月三十日12月31日
20242023
材料$113 $107 
天然氣14 22 
液化天然氣7 12 
其他1 1 
存貨總額$135 $142 

8
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
注意 5—物業、廠房和設備，扣除累計折舊後
 
固定資產、廠房和設備，扣除累計折舊後的淨額如下（單位：百萬）：
九月三十日12月31日
20242023
液化天然氣終端  
終端及相互連接的管道設施$20,250 $20,176 
在建工程211 189 
累計折舊(4,669)(4,173)
總液化天然氣終端，累計折舊淨額15,792 16,192 
固定資產 
固定資產32 29 
累計折舊(27)(26)
淨固定資產，扣除累計折舊5 3 
融資租賃下的資產
拖船74 23 
累計折舊(3)(6)
融資租賃下的資產總額，扣除累計折舊71 17 
不動產、廠房和設備，扣除累計折舊$15,868 $16,212 

折舊費用爲$169 百萬和$166 百萬，而在截至2024年和2023年9月30日的九個月內分別購買了$505 百萬和$497 百萬。

註釋 6—衍生工具

我們的商品衍生品包括天然氣供應合同，其中包括根據我們的IPM協議進行液化項目和擴展項目操作的合同，以及相關的經濟對沖（統稱爲 「液化供應衍生品」).

我們將衍生工具視爲資產或負債，並按公允價值對這些工具進行計量。 無 我們的衍生工具被指定爲現金流、公允價值或淨投資對沖工具，公允價值的變動記錄在我們的合併經營報表中，但如果未用於委託過程，則這些變動被資本化。

下表顯示了我們衍生工具的公允價值，這些工具需要定期按照公允價值進行計量，並按GAAP規定的公允價值層級進行區分（以百萬計）：
截至的公允價值測量
2024年9月30日2023年12月31日
活躍市場中的報價
(一級)		其他顯著可觀察輸入
（二級）		重要的不可觀察輸入
(三級)		總計活躍市場中的報價
(一級)		其他重大可觀察輸入
（二級）		重要的不可觀察輸入
(三級)		總計
液化供應衍生資產（負債）
$5 $7 $(1,376)$(1,364)$18 $1 $(1,676)$(1,657)

我們使用市場或基於期權的方法來評估液化供應衍生品，必要時結合現值技術，融入可觀察的商品價格曲線（如有）和其他相關數據。

我們在估值層級中將液化供應衍生品的很大一部分作爲第三級，因其公允價值是通過內部模型開發的，這些模型涉及顯著的不可觀察輸入。在觀察數據不可用的情況下，我們會考慮市場參與者在評估資產或負債時可能使用的假設。在使用期權定價模型進行估值的情況下，我們認爲不可觀察期間能源單位的未來價格是估算淨公允價值的重要不可觀察輸入。在估算能源單位的未來價格時，我們對商品指數的流動性和波動性相關的市場風險做出判斷，利用可用市場數據。事實和情況或額外信息的變化可能導致修訂的估算和判斷，實際情況
9
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
結果可能與這些估算和判斷有所不同。我們基於觀察到的歷史結算的全球液化天然氣市場定價或全球液化天然氣市場定價的接受代理以及結算的國內天然氣定價來推導我們的波動性假設。此類波動性假設還考慮了截至資產負債表日期的可觀察的前瞻性曲線數據以及不斷髮展的可用行業數據和獨立研究。

在制定我們的波動性假設時，我們承認全球液化天然氣行業本質上受到諸如計劃外供應限制、地緣政治事件、氣候異常事件（包括乾旱和按歷史標準來看反常溫和的冬季和夏季）以及對全球能源製造行業的實際或威脅的干擾運營影響等事件的影響。我們當前的波動性估算包括這些通常不常見的事件的影響，除非我們認爲市場參與者會基於對這些事件特定於我們公司並認爲在我們的控制之內的主張而排除這些事件。我們的公允價值估算納入了與市場參與者相關的假設，涉及某些合同不確定性，包括與交付點市場信息的可用性及某些事件的滿足時間或發展以支持天然氣收集和交通的基礎設施有關的假設。如果這些不確定性得到解決，我們可能會通過收益確認公允價值變化，這可能會顯著影響我們的運營結果。

我們液化供應衍生品中的天然氣頭寸的三級公允價值衡量可能會受到某些天然氣和國際LNG價格重大變化的實質性影響。 以下表格包含截至2024年9月30日三級液化供應衍生品不可觀察輸入的定量信息：
淨公允價值負債
(單位：百萬)
估值方法重要不可觀察輸入顯著不可觀測輸入的區間 / 加權平均(1)
液化供應衍生品$(1,376)採用現值技術的市場方法
亨利哈布基差
$(0.700) - $0.481 / $0.036
期權定價模型
國際LNG定價區間，相對於亨利中心（2）
70% - 411% / 185%
(1)不可觀察的輸入按工具的相對公允價值進行加權。
(2)數差考慮以美元計價。
基礎或定價差價的增加或減少，單獨來看，將分別降低或提高液化供給衍生品的公允價值。

下表顯示了第3級液化供應衍生品的公允價值變化（單位：百萬）:
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
期初餘額$(1,495)$(2,255)$(1,676)$(3,719)
實現的公允價值變動收益已包含在凈利潤中（1）：
包含在銷售成本中，現有交易（2）46 294 163 1,275 
包含在銷售成本中，新交易（3）2 8 17 23 
採購和結算：
採購（4）— — — — 
結算 (5)69 59 119 522 
從三級轉出 (6)2 2 1 7 
期末餘額$(1,376)$(1,892)$(1,376)$(1,892)
與期末仍持有的工具相關的公允價值的有利變動
$48 $302 $180 $1,298 
(1)不包括通過實物交割結算的衍生工具相關的實現價值，因爲結算等於交易日合同固定價格乘以合同成交量。請參見此表中的結算項目。
(2)對期初存在並在期末仍然存在的交易的收益影響。
10
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
(3)報告期內達成的交易對收益的影響，這些交易在期末仍然存在。
(4)包括在報告期間已達成的交易在報告期間內確認的任何第一天收益（損失），這些交易在報告期末仍然存在。
(5)由於在本期結算相關工具，導致我們合併資產負債表中前期末已確認金額的減少。
(6)因可觀察到的市場，已從第三級轉出，涉及基礎天然氣採購協議。

液化供應衍生品

我們持有液化供應衍生品，這些衍生品主要與天然氣市場和國際液化天然氣指數掛鉤。到2024年9月30日，液化供應衍生品的剩餘固定期限最長約爲 15 年，其中一些在滿足特定事件或發展支持天然氣收集和交通的製造行業時開始或加速。

液化供應衍生品的遠期名義金額約爲 5,744 TBtu， 6,245 截至2024年9月30日和2023年12月31日分別爲 TBtu，包括未滿足合同條件的合同下的金額，排除了截至2024年9月30日和2023年12月31日不確定的延展期權。

下表顯示了我們合併經營報表中記錄的液化供應衍生品的影響和位置（以百萬計）：
在合併的經營報表中確認的收益
合併的經營報表位置 (1)
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
銷售成本$152 $365 $316 $1,867 
(1)不包括通過實物交割結算的液化供應衍生品相關的實現價值。與商品衍生品活動相關的公允價值波動按經濟對沖的項目及衍生金融工具的性質和意圖進行分類和呈現。

合併資產負債表上衍生資產和負債的公允價值和位置

所有現有的對手方衍生合同在違約的情況下提供無條件抵消權。我們選擇以淨額方式報告與同一對手方相關的衍生資產和負債以及無條件合同抵消權。使用衍生工具使我們面臨對手方信用風險，即在我們的衍生工具處於資產位置時，對手方可能無法履行其承諾的風險。此外，在我們的衍生工具處於負債位置的情況下，對手方也面臨我們無法履行承諾的風險。我們在公允價值計量中考慮了我們自身的違約風險和相應對手方的違約風險，這取決於衍生工具的位置。爲了調整衍生合同的公允價值以反映違約風險，我們考慮了任何適用的信用增強措施的影響，例如抵押品的提供、抵消權和擔保。
11
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
下表展示了我們合併資產負債表上液化供應衍生品的公允價值和位置（以百萬計）：
截至(1)的公允價值計量
合併資產負債表位置2024年9月30日2023年12月31日
當前衍生資產$50 $30 
衍生資產64 40 
總衍生資產114 70 
當前衍生負債(222)(196)
衍生負債(1,256)(1,531)
總衍生負債(1,478)(1,727)
衍生負債淨額$(1,364)$(1,657)
(1)不包括我們向對手方提供的抵押品$12 百萬 零 截至2024年9月30日和2023年12月31日，分別包含在我們合併資產負債表上的其他流動資產淨額中，以及對手方向我們提供的抵押品 零 和 $4 截至2024年9月30日和2023年12月31日，分別包含在我們合併資產負債表上的其他流動負債中的百萬

合併資產負債表呈現

下表顯示了我們在合併資產負債表上以淨值方式列示的衍生金融工具的公允價值，按總額和淨額計算（單位：百萬）。
液化供應衍生品
2024年9月30日2023年12月31日
總資產$176 $88 
抵消金額(62)(18)
淨資產$114 $70 
總負債$(1,478)$(1,746)
抵消金額— 19 
淨負債$(1,478)$(1,727)

注意 7—應付負債
 
應計負債包括以下項目（以百萬計）：
 九月三十日12月31日
20242023
天然氣採購$303 $464 
利息費用和相關債務費用161 256 
液化天然氣終端和相關管道費用69 77 
其他應計負債31 9 
總計應計負債 $564 $806 

12
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
註釋 8—債務

債務包括以下內容（單位：百萬）：
九月三十日12月31日
20242023
SPL:
高級擔保票據：
5.750%到期2024年
$— $300 
5.625%到期2025年
650 2,000 
5.875%到期2026年
1,500 1,500 
5.00%到期2027年
1,500 1,500 
4.200%到期2028年
1,350 1,350 
4.500%到期2030年
2,000 2,000 
4.746%加權平均利率到期2037年(1)
1,782 1,782 
總SPL高級擔保票據
8,782 10,432 
循環信貸和擔保協議（ 「SPL循環信貸設施」)
— — 
總債務 - SPL
8,782 10,432 
CQP:
高級票據：
4.500% 到期於2029年
1,500 1,500 
4.000% 到期於2031年
1,500 1,500 
3.25% 到期於2032年
1,200 1,200 
5.950% 到期於2033年
1,400 1,400 
5.750% 到期於2034年
1,200 — 
總CQP高級票據
6,800 5,600 
循環信貸和擔保協議（該 「CQP循環信貸額度」)
— — 
總債務 - CQP
6,800 5,600 
總債務15,582 16,032 
當前債務，扣除未攤銷折扣和債務發行成本 (1)(700)(300)
未攤銷的折扣和債務發行費用(126)(126)
總長期債務，扣除未攤銷折扣和債務發行成本$14,756 $15,606 
(1)包括根據各自的契約中規定的固定攤銷計劃進行攤銷的票據。

13
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
信用設施

以下是截至2024年9月30日我們尚未償還的信貸設施彙總（以百萬爲單位）：
SPL循環信貸額度
CQP循環信貸額度
總體額度$1,000 $1,000 
減：
未償餘額— — 
已發行信用證234 — 
可用承諾$766 $1,000 
優先級排名高級擔保高級無擔保
可用餘額利率（1）
SOFR加信用利差調整 0.1%，加上 1.0% - 1.75百分點或基準利率加 0.0% - 0.75%
SOFR加信用利差調整 0.1%，加上 1.125% - 2.0%或基本利率加上 0.125% - 1.0%
未提款餘額的承諾費用(1)
0.075% - 0.30%
0.10% - 0.30%
到期日2028年6月23日2028年6月23日
(1)利率和承諾費的差額可能會根據相關實體的信用評級而有所變化。

限制性債務契約

管理我們的優先票據的契約和債務所依據的其他協議包含慣常的違約條款和事件以及某些契約，除其他外，這些契約可能會限制我們和我們的受限制子公司進行某些投資或支付股息或分配的能力。除其他要求外，在爲使用現金或信用證還本付息建立適當的儲備金以及歷史還本付息覆蓋率和預計還本付息比率至少爲之前，SPL只能根據管理其債務的協議進行分配 1.25:1.00 很滿意。

截至2024年9月30日，我們和SPL均遵守了與各自債務協議相關的所有契約。
利息支出

總利息費用，扣除資本化利息，包括以下內容（以百萬計）：
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
總利息成本$201 $207 $609 $626 
資本化利息(2)(2)(6)(6)
總利息費用，扣除資本化利息$199 $205 $603 $620 

公允價值披露

下表展示了我們高級票據的賬面價值和估計公允價值（以百萬計）：
2024年9月30日2023年12月31日
 賬面
金額		預計
公允價值 (1)		賬面
金額		預計
公允價值 (1)
高級票據$15,582 $15,490 $16,032 $15,636 
(1)截至2024年9月30日和2023年12月31日，$1.3我們高級票據的公允價值中有$billion被歸類爲第3級，因爲這些高級票據的估值是通過對價格應用不可觀察的流動性調整，基於與其條款、到期日和信用評級相似的工具的交易或指示性出價的結果。其餘的高級票據的公允價值則根據從交易或指示性出價中得出的價格被歸類爲第2級。
14
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)

我們信用設施的預計公允價值與未償還的本金金額相近，因爲利率期貨是變量並反映市場利率，且債務可以在任何時間全額或部分償還而不受處罰。
注意 9—營業收入

下表展示了收入的分解（以百萬爲單位）：
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
來自客戶合同的收入
液化天然氣營業收入$1,479 $1,564 $4,653 $5,085 
LNG收入—關聯公司526 515 1,441 1,745 
再氣化營業收入34 34 102 101 
其他營業收入16 15 48 47 
來自客戶合同的總收入$2,055 $2,128 $6,244 $6,978 

合同資產與負債

下表顯示了我們的合同資產，扣除當前預期信用損失，分類爲其他流動資產淨額和其他非流動資產淨額，顯示在我們的合併資產負債表中（以百萬計）：
九月三十日12月31日
20242023
合同資產，扣除當前預期信用損失$1 $1 

下表反映了我們的合同負債變化，我們將其歸類爲遞延營業收入和其他非流動負債在我們的合併資產負債表中（以百萬計）：
截至2024年9月的九個月
遞延營業收入，期初餘額$190 
現金已收到但尚未確認營業收入237 
之前期間延期確認的營業收入(190)
遞延收入，期末$237 

下表反映了我們與關聯公司的合同負債變動，我們將其分類爲在合併資產負債表中列示的「遞延營業收入—關聯公司」和「其他非流動負債—關聯公司」（單位：百萬）。
截至2024年9月的九個月
遞延收入——關聯方，期初$5 
已收到但尚未確認的營業收入5 
從 prior period deferral 確認的營業收入(5)
遞延收入——關聯方，期末$5 

15
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
分配給未來履行義務的交易價格

由於我們的許多銷售合同具有長期有效性，我們在合同上有權獲得尚未確認作爲營業收入的重大未來收益。 下表披露了分配給尚未滿足的履約義務的交易價格的總額：
2024年9月30日2023年12月31日
不滿意
交易價格
(以十億爲單位)		加權平均確認時間（年）（1）不滿意
交易價格
(以十億爲單位)		加權平均確認時間（年）（1）
液化天然氣收入（2）$45.2 7$47.6 8
LNG收入—關聯公司0.8 11.4 2
再氣化營業收入0.6 30.7 3
營業收入總額$46.6 $49.7 
(1)加權平均確認時間表示我們預計將有多少年會確認一半未完成交易價格的估計。
(2)我們可能會簽訂與出售液化天然氣相關的合同，這些合同的條件是雙方必須達到某些里程碑，例如對某個液化列車達到最終投資決策，獲得融資或實現列車及相關設施的實質性完成。當這些條件被認爲可能實現，並且最終定價和收款沒有其他限制時，這些合同將包含在上述交易價格中。

以下未來可能的營業收入來源在我們選擇的豁免下未包含在上述表格中： (1) 所有原預期持續時間爲一年或更短的合同中所包含的履約義務，以及 (2) 我們的特許銷售協議(SPAs)和交通協議(TUAs)下基本上所有的變量對價，以及完全分配給一個完全未滿足的履約義務或完全未滿足的轉移明確商品或服務的承諾的變量對價，這構成一個單一履約義務的系列條件。當該履約義務符合系列條件時，未包括在交易價格中的變量費用營業收入的金額將根據未來的基礎變量指數（主要是亨利中心）在合同條款內的未來價格變化而有所不同，客戶選擇接收他們的液化天然氣時，以及消費者物價指數的調整。我們的一些合同包含基於或有事件結果和各種指數變動的額外變量對價。我們沒有將此類變量對價納入交易價格，因其考慮因最終定價和收款的不確定性而被認爲受到限制。此外，我們已排除與合同上限在施工或事件控制項之外的額外液化能力相關的變量對價。

下表總結了根據上述表格中與客戶簽訂的合同所獲得的變量對價的金額：
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
液化天然氣營業收入50 %53 %49 %55 %
LNG收入—關聯公司65 %64 %63 %68 %
再氣化營業收入8 %7 %8 %7 %

16
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
注意 10—相關方交易
 
以下是我們與關聯方和其他相關方的交易摘要，均爲在正常業務過程中進行的，如我們的合併經營報表所示（單位：百萬）:
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
2024202320242023
LNG收入—關聯公司
與 Cheniere Marketing 的《SPA》和《函件協議》
$526 $513 $1,441 $1,742 
天然氣和液化天然氣的買賣合同— 2 — 3 
總液化天然氣收入—關聯方526 515 1,441 1,745 
銷售成本—關聯方
Cheniere Marketing 協議— — 4 — 
天然氣和LNG的銷售與購買合同— 2 — 20 
銷售總成本—關聯方— 2 4 20 
運營和維護費用—關聯方
服務協議（見 註釋1)
41 38 123 120 
運營和維護費用—相關方
天然氣交通和儲存協議（1）15 14 44 44 
一般和行政費用—關聯方
服務協議（見 註釋1)
23 20 68 66 
其他運營成本和費用—關聯方
服務協議（見 註釋1)
1 1 2 1 
(1)這些安排是與一個間接擁有我們有限合夥權益一部分的方進行的。
與上述表格中提到的關聯方及其他相關方協議產生的資產和負債在我們的合併資產負債表中分別歸類爲關聯方和相關方。

與關聯方的營業收入合同下未來補償相關的披露包括在 注9—營業收入.

請查看我們的 截至2023年12月31日的財政年度的10-K表年度報告 以獲取有關上述表格中提到的協議的更多信息，以及我們與關聯公司之間的其他協議的描述，包括終端海運服務協議。根據該協議，拖船服務在截至2024年和2023年9月30日的三個月內分配了$4百萬，8 在截至2024年和2023年9月30日的九個月內分別分配了$百萬給Cheniere終端，這被視爲我們合併的合作伙伴虧損報表中對我們普通合夥人權益持有者分配的一部分。

註釋11—每普通單位的凈利潤
 
每個普通單位的凈利潤是基於我們在報告期內對普通單位持有者分配的收益或損失，以及根據合夥協議分配的未分配凈利潤或虧損，除以流通的普通單位的加權平均數量。我們在該期間宣告的分配在合併合夥人赤字報表上列示。2024年10月25日，我們宣告了現金分配 $0.810 每個普通單位給截至2024年11月4日的單位持有者，以及相關的一般合夥人分配，將於2024年11月14日支付，針對截止2024年9月30日的三個月。這些分配包括每單位的基本金額$0.775 和每單位的變量金額$0.035 。

兩級法則規定，某一時期的凈利潤應減少與該時期相關的可分配現金金額，任何代表未分配凈利潤的剩餘金額應分配給
17
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
普通持有人和其他參與持有人按每個單位在凈利潤中所佔的比例進行分享，就好像該期間的所有凈利潤已經根據合夥協議進行分配。未分配的收入根據合夥協議中指定的可用現金分配水位，分配給參與證券。未分配的損失（包括超過凈利潤的分配所導致的損失）根據合夥協議的規定，按比例分配給普通單位和其他參與證券。分配在計算當前期間每個普通單位的收益時被視爲已分配收益，儘管現金分配不一定來自當前期間的收益。

下表提供了凈利潤的調節及將凈利潤分配給普通單位、普通合夥人單位和IDR的情況，以計算每單位的基本和稀釋凈利潤（以百萬計，單位數據除外）。
 總計有限合夥人普通單位普通合夥人單位
印度尼西亞盧比
截至2024年9月30日的三個月
凈利潤$635 
已聲明的分配501 392 10 99 
假設的未分配凈利潤分配 (1)$134 132 3 — 
假定凈利潤分配$524 $13 $99 
加權平均流通單位484.0 
每單位基本和攤薄凈利潤$1.08 
截至2023年9月30日的三個月
凈利潤$791 
宣佈的分配714 499 14 201 
假定未分配凈利潤的分配(1)$77 75 1 — 
假定凈利潤分配$574 $15 $201 
加權平均流通單位484.0 
每單位基本和攤薄凈利潤$1.19 
截至2024年9月的九個月
凈利潤$1,887 
已分配的分紅1,503 1,176 30 297 
假設的未分配凈利潤分配 (1)$384 376 8 — 
假設的凈利潤分配$1,552 $38 $297 
加權平均流通單位484.0 
每單位基本及攤薄凈利潤$3.21 
截至2023年9月30日的九個月
凈利潤$3,348 
已宣派的分配2,142 1,496 43 603 
假設未分配凈利潤的分配(1)$1,206 1,181 24 — 
假設凈利潤的分配$2,677 $67 $603 
加權平均流通單位484.0 
每單位基本及攤薄凈利潤$5.53 
(1)根據我們的合作協議，IDR 僅在實際宣佈的現金分配金額範圍內參與凈利潤，從而排除了IDR參與未分配凈利潤的情況。

18
目錄
Cheniere Energy PARTNERS, L.P. 和其附屬機構 
合併基本報表附註—繼續
(未經審計)
備註 12—客戶集中度
  
我們的客戶信用風險集中度超過10%的總收入和/或應收賬款與其他應收款（扣除當前預期信用損失和合同資產後的淨額）如下：
外部客戶總收入的百分比外部客戶的交易和其他應收款淨額及合同資產淨額的百分比
截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月九月三十日12月31日
202420232024202320242023
客戶A17%17%22%23%17%22%
客戶B18%17%15%16%*16%
客戶C15%18%15%16%16%12%
客戶D16%15%14%15%12%15%
客戶E*10%11%11%*12%
客戶F****11%*
* 少於10%

注意 13—補充現金流信息
 
以下表格提供了實質現金流信息的補充披露（以百萬計）：
截至9月30日的九個月
20242023
在此期間支付的債務利息淨額（已資本化金額扣除）$671 $658 
非現金投資活動：
未支付的物業、工廠和設備採購淨額（1）20 31 
爲租賃負債而取得的使用權資產：
營業租賃負債（2）3 — 
融資租賃負債（3）59 — 
(1)反映截至各期末的未支付部分，及在各自時期確認的資產和負債。
(2)淨額 $33 在截至2024年9月30日的九個月中，由於基礎拖船租賃的修改，重新分類爲金融租賃的金額爲百萬。
(3)從財務租賃重分類到運營租賃的淨額爲$15 在截至2024年9月30日的九個月中，由於對基礎拖船租賃的修改，金額爲百萬。
19
目錄
項目 2. 管理層的財務狀況和經營成果的討論與分析

關於前瞻性陳述的信息
本季度報告包含某些可能被視爲「前瞻性陳述」的聲明。 所有聲明，除了歷史或當前事實或情況的聲明之外，均爲「前瞻性陳述」。 「前瞻性陳述」包括但不限於以下內容：
•關於我們向持有單位的投資者支付分配的能力的聲明； 
•關於我們預期從SPLNG、SPL或CTPL收到現金分配的聲明;
•我們預計將在某些日期開始或完成我們提議的液化天然氣終端、液化設施、管道設施或其他項目的施工，或其任何擴展或部分；
•關於未來國內和國際天然氣生產、供應或消費水平，或未來北美及全球其他國家的LNG進口或出口水平，或天然氣的購買，無論信息來源如何，或與天然氣、LNG或其他碳氫化合物產品相關的交通、其他基礎設施或需求和價格的聲明;
•關於任何融資交易或安排的聲明，或我們進入此類交易的能力；
•關於我們未來流動性來源和現金需求的聲明；
•與我們列車的施工有關的聲明，包括關於任何EPC承包商或其他承包商的聘用，以及與任何EPC或其他承包商的協議的預期條款和規定，以及與此相關的預期成本；
•關於將來要簽署或執行的任何SPA或其他協議的聲明，包括預計收到的任何收入及其預計時間，以及關於總液化天然氣再氣化、天然氣液化或存儲能力可能成爲合同標的的金額的聲明；
•有關我們商業合同、施工合同及其他合同的聲明；
•關於我們計劃開發和施工額外列車的聲明，包括對這些列車的融資;
•我們的列車在完成後將具備某些特性，包括液化能力的數量；
•關於我們的業務策略、我們的優勢、我們的業務和事件；事件控制項計劃或任何其他計劃、預測、預測或目標，包括預期收入、資本支出、維護和運營成本以及現金流，這些都可能會發生變化；
•與我們在環保母基問題上的目標、承諾和策略相關的聲明；
•關於立法、政府、監管、行政或其他公共機構的行爲、批准、要求、許可證、申請、檔案、調查、程序或決定的聲明；以及
•與非歷史性或未來信息相關的任何其他聲明。或未來信息。
除了歷史或目前事實或情況的陳述之外，所有這些類型的陳述都是前瞻性陳述。在某些情況下，前瞻性陳述可以通過術語來識別，例如「可能」、「將」、「可以」、「應該」、「實現」、「預期」、「相信」、「考慮」、「繼續」、「估計」、「期待」、「打算」、「計劃」、「潛在」、「預測」、「項目」、「追求」、「目標」，這些詞的否定或其他可比術語。本季度報告中包含的前瞻性陳述主要基於我們的期望，這些期望反映了我們管理層所做的估計和假設。這些估計和假設反映了我們基於當前已知市場條件和其他因素的最佳判斷。儘管我們認爲這些估計是合理的，但它們固有的不確定性，並涉及許多超出我們控制的風險和不確定性。此外，假設可能被證明是不準確的。我們警告本季度報告中包含的前瞻性陳述並不是未來表現的保證，這些陳述可能無法實現或者前瞻性陳述或事件可能不會發生。實際結果可能會有重大不同。
20
目錄
與本季度報告及我們向SEC提交的其他報告和信息中描述的多種因素所預期或暗示的情況不同，包括我們在「風險因素」下討論的內容。 截至2023年12月31日的財政年度的10-K表年度報告所有歸因於我們或代表我們行事的人的前瞻性聲明，均明確受到這些風險因素的全部限制。這些前瞻性聲明僅在作出時有效，除法律要求外，我們不承諾更新或修訂任何前瞻性聲明，也不提供實際結果可能不同的理由，無論是由於新信息、未來事件還是其它原因。

介紹
 
以下討論與分析展示了管理層對我們業務、基本報表和整體業績的看法，應與我們的合併基本報表及附帶說明一同閱讀。此信息旨在爲投資者提供對我們過去業績、當前控制項和未來展望的理解。

我們的討論和分析包括以下主題：
•概述 
•重大事件概述
•運營結果
•流動性和資本資源 
•關鍵會計估計的總結
•近期會計準則
 
概述

我們是一家由Cheniere成立的公開交易的特拉華州有限合夥企業。我們向全球的綜合能源公司、公用事業和能源交易公司提供清潔、安全和負擔得起的液化天然氣。我們期望以安全和負責任的方式開展我們的業務，爲客戶提供可靠、具有競爭力和一體化的液化天然氣來源。

液化天然氣是以液態形式存在的天然氣（甲烷）。我們生產的液化天然氣被運往世界各地，重新轉化爲天然氣（稱爲「再氣化」），然後通過管道交通到家庭和企業，作爲供暖、烹飪、其他工業用途以及間歇性能源的備用能源，至關重要。天然氣是一種更清潔的、豐富的、價格合理的能源來源。當液化天然氣被轉化迴天然氣時，它可以替代煤，從而減少燃燒化石燃料（如二氧化硫和進入我們呼吸空氣中的顆粒物）所產生的傳統污染。此外，與煤相比，它排放的碳也顯著減少。通過液化天然氣，我們能夠將其體積縮小600倍，以便將其裝載到專門設計的液化天然氣交通船上，這些交通船旨在保持液化天然氣的低溫和液態，以便高效地交通到境外。

我們擁有位於路易斯安那州卡梅倫區薩賓口岸的天然氣液化和出口設施（ 「薩賓口岸LNG終端」), 這是世界上最大的液化天然氣生產設施之一，擁有六條運營中的生產線，年生產能力約爲 3000 萬噸液化天然氣（ 「液化項目」。薩賓角液化天然氣終端還擁有運營中的再氣化設施，包括 五個液化天然氣儲罐，合計容量約 17 Bcfe，以及再氣化能力約爲 4 Bcf/d 的氣化器，還有三個海運泊位，其中兩個可以停靠名義容量高達 266,000 立方米的船舶，第三個泊位可以停靠名義容量高達 200,000 立方米的船舶。我們還通過我們的子公司 CTPL 擁有一條 94 英里長的天然氣供應管道，將薩賓角液化天然氣終端與幾條大型州際和州內管道相連（ 天然氣供應管道（「Creole Trail Pipeline」).

我們的長期客戶協議構成了我們業務的基礎，併爲我們提供了可觀、穩定的長期現金流。我們已根據銷售和採購協議（SPA）簽訂了大部分預期生產能力的合同，在這些協議中，客戶通常需要支付與合同量相關的固定費用，無論他們是否選擇取消或暫停液化天然氣（LNG）貨物的交付；在氣體生產商與我們之間的國際市場協議（IPM）中，天然氣生產商以全球液化天然氣或天然氣指數價格向我們銷售天然氣，扣除固定液化費用、交通及其他費用。銷售和採購協議還具有變量費用部分，
21
目錄
這些合同通常旨在覆蓋天然氣採購、交通和生產液化天然氣過程中消耗的燃料費用。由於我們大部分液化天然氣生產所需的原料來自美國，這些合同的結構幫助我們限制對美國天然氣價格波動的風險。通過我們的購銷協議和IPM協議，截至2024年9月30日，我們已合同約80%液化項目的預期總產量，剩餘加權平均使用壽命約爲14年，未包括那些合同上需要額外液化能力的份額，而這些能力目前正在施工或事件控制項中。
我們依然專注於安全、運營卓越和客戶滿意度。對於液化天然氣（LNG）的需求日益增長，使我們能以財政紀律的方式擴展我們的液化基礎設施。通過消除瓶頸和其他優化項目，我們在液化項目中增加了可用的液化能力。我們相信，這些因素爲我們未來客戶合同組合的進一步增長奠定了基礎。我們在薩賓河口液化天然氣終端擁有重要的土地位置，這爲進一步的液化能力擴展提供了機會。我們正在開發一個與液化項目相鄰的擴展項目，總生產能力可達到約20百萬噸每年（mtpa）的液化天然氣，包括估計的消除瓶頸機會（「SPL擴展項目」）。在2024年2月，我們的某些子公司根據《天然氣法》（「NGA」）向FERC提交了對SPL擴展項目的選址、建設和運營的申請，以及向DOE申請授權出口液化天然氣至自由貿易協定（FTA）國家和非FTA國家，這兩項申請均不包括消除瓶頸。SPL擴展項目或其他項目的發展，包括支持天然氣供應和液化天然氣需求的基礎設施項目，將需要在做出積極的投資決策之前，達到可接受的商業和融資安排。 「SPL擴展項目」） 「NGA」）

此外，我們致力於管理最重要的ESG影響、風險和機會。2024年8月，Cheniere發佈了 已確保能源，已交付收益，它的第五份企業責任（「CR」）報告，詳細說明其在ESG事務上的方法和進展。Cheniere的CR報告可在cheniere.com/our-responsibility/reporting-center獲取。Cheniere網站上的信息，包括CR報告，不會被引用到本季度10-Q報告中。

重大事件概述

自2024年1月1日起至本表格10-Q的提交日期，我們的重要事件包括以下內容：  

戰略

•在2024年2月，我們的某些子公司根據《天然氣法》（NGA）向FERC提交了申請，申請授權選址、建設和運營SPL擴展項目，並向DOE申請授權向FTA國家和非FTA國家出口LNG，這兩項申請均不包括去瓶頸化。2024年10月，收到了DOE向FTA國家出口LNG的授權。
操作性

•截至2024年10月25日，液化項目累計生產、裝載並出口了約2,700個LNG貨物，總計超過18500萬噸LNG。
金融

•關於2024年第三季度，我們於2024年10月25日宣佈向截至2024年11月4日的持有人發放每個普通單位0.810美元的現金分配，以及相關的一般合夥人分配，支付日期爲2024年11月14日。這些分配包括每個單位0.775美元的基本金額和每個單位0.035美元的變量。
•在2024年5月，我們發行了12億美元總本金金額的5.750%高級票據，到期於2034年（ 「2034年CQP高級票據」）。在2024年6月，淨收益和手頭現金用於償還12億美元未償還的SPL 5.625%高級擔保票據，到期於2025年（ 「2025年SPL高級票據」).
•在2024年5月，與2034年CQP高級票據的發行相關，穆迪評級（「穆迪」）將我們的發行人信用評級從Ba1上調至Baa2，並將我們的前景從積極調整爲穩定。穆迪還將SPL的發行人信用評級從Baa2上調至Baa1，並將SPL的前景從積極調整爲穩定。
22
目錄
•截至2024年9月30日的三個月和九個月期間，SPL分別償還了15000萬美元和45000萬美元的高級擔保票據的未償還總本金。

營業結果

截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
(以百萬爲單位，除每單位數據外)20242023差異20242023差異
營業收入
液化天然氣營業收入$1,479 $1,564 $(85)$4,653 $5,085 $(432)
LNG收入—關聯公司526 515 11 1,441 1,745 (304)
再氣化營業收入34 34 — 102 101 1 
其他營業收入16 15 1 48 47 1 
營業收入總額2,055 2,128 (73)6,244 6,978 (734)
營業費用和支出
銷售成本（不包括下方單獨列出的項目）773 682 91 2,398 1,598 800 
銷售成本—關聯方— 2 (2)4 20 (16)
運營和維護費用200 211 (11)610 680 (70)
運營和維護費用—關聯方41 38 3 123 120 3 
運營和維護費用—相關方15 14 1 44 44 — 
一般和行政費用2 2 — 8 8 — 
一般和行政費用—關聯方23 20 3 68 66 2 
折舊和攤銷費用171 166 5 509 500 9 
其他營業成本和費用2 4 (2)10 6 4 
其他運營成本和費用—關聯方1 1 — 2 1 1 
總營業費用和支出1,228 1,140 88 3,776 3,043 733 
營業收入827 988 (161)2,468 3,935 (1,467)
其他收入（支出）
利息費用，減去資本化利息(199)(205)6 (603)(620)17 
債務修改或解除的損失— (4)4 (3)(6)3 
利息和股息收入7 12 (5)25 39 (14)
其他費用總計(192)(197)5 (581)(587)6 
凈利潤$635 $791 $(156)$1,887 $3,348 $(1,461)
每個普通單位的基本和稀釋後凈利潤
$1.08 $1.19 $(0.11)$3.21 $5.53 $(2.32)
來自液化項目的卷已加載並識別

截至9月30日的三個月截至9月30日的九個月
20242023差異20242023差異
已裝載並確認作爲收入的LNG量（以TBtu計）377 362 15 1,166 1,118 48 
23
目錄
凈利潤

凈利潤在截至2024年9月30日的三個月和九個月期間分別下降了15600萬和15億，與2023年的同期相比。三個月和九個月期間的下降主要歸因於衍生品公允價值的不利變化，分別爲2.15億美元和16億美元，主要與我們與Tourmaline Oil Marketing CORP的IPM協議有關，該協議在截至2023年9月30日的三個月和九個月期間的公允價值分別從21700萬和15億下降到截至2024年9月30日的3200萬和23800萬，這是由於國際天然氣價格的歷史波動顯著下降的未再發生，以及當前期間與2023年同期相比的現貨價格適度且持續。2024年9月30日的三個月和九個月期間，衍生品公允價值的其他不利變化分別爲3000萬和3.52億美元，主要是由於長期美國天然氣遠期價格的 unfavorable shift。

部分抵消了上述三個月期間的不利變化的是，由於與2023年同期相比的生產成交量增加，LNG收入淨額（扣除上述衍生品公允價值變化的銷售成本）增加了5100萬美元。部分抵消了上述九個月期間的不利變化的是，由於與2023年同期相比操作和維護活動減少，維護費用減少了7000萬美元。

以下是對凈利潤各項差異的重要驅動因素的進一步討論：
營業收入

截至2024年9月30日的三個月和九個月，我們的收入分別減少了7300萬美元和73400萬美元，與2023年同期相比，這主要是由於每MMBtu價格下降所導致的13700萬美元和997百萬美元的減少，部分抵消了由於維護活動減少和天氣較涼所致的8400萬美元和287百萬美元的生產量增加。

運營成本和費用

截至2024年9月30日的三個月和九個月裏，運營成本和費用分別增加了8800萬美元和7.33億美元，與2023年同一時期相比，這主要歸因於215億美元和16億美元的不利差異，分別與成本中衍生品公允價值的變化有關，如上文所述。 凈利潤不利差異部分被比較的三個月和九個月期間銷售成本的減少所抵消，分別減少了1.25億美元和7.66億美元，這主要是由於天然氣原料成本的減少，分別減少了9900萬美元和6.61億美元，主要是由於美國天然氣價格走低。

影響我們運營結果的重要因素
以下是影響我們運營結果的重要因素。

衍生工具的收益和損失

衍生工具用於管理我們的大宗商品相關營銷和價格風險敞口，並在合併財務報表中按公允價值報告。對於與我們的IPM協議相關的大宗商品衍生工具，經濟套期保值的標的液化天然氣銷售採用應計制會計法進行覈算，即預期來自未來液化天然氣銷售的收入只有在標的交易交付或實現時才予以確認。儘管運營意圖是隨着時間的推移降低風險敞口，但按公允價值確認衍生工具的效果是確認與未來時期風險敞口相關的收益或損失，鑑於我們某些衍生品合約的交易量、長期持續時間和價格基礎的波動，基於市場定價、交易對手信用風險和我們可能無法控制的其他相關因素的變化，衍生工具的使用可能會導致我們的經營業績持續波動。例如，如中所述 註釋6—衍生工具 在我們的合併財務報表附註中，液化供應衍生品的公允價值酌情納入了與某些合同不確定性有關的基於市場參與者的假設，包括這些不確定性
24
目錄
與交付點市場信息的可用性相關，這可能需要未來發展製造行業，以及滿足某些事件的時機或發展製造行業以支持天然氣的採集和交通。如果這些不確定性得到解決，我們可能會通過收益確認公允價值的變化，這可能會對我們的運營結果產生重大影響。

流動性和資本資源
 
以下信息描述了我們在短期和長期內生成和獲得足夠現金以滿足我們需求的能力。在短期內，我們預計將利用經營現金流和可用流動性來滿足我們的現金需求，這包括現金及現金等價物、受限現金及現金等價物和我們信貸工具下的可用承諾。此外，我們預計將利用經營現金流和其他未來潛在的流動性來源來滿足我們的長期現金需求，這可能包括我們或我們的子公司的債務發行及我們的權益發行。下表提供了我們可用流動性概況（以百萬計）。未來的重大流動性來源將在下文討論。
2024年9月30日
現金及現金等價物$331 
指定用於液化項目的受限現金及現金等價物
80 
我們的信用額度下的可用承諾(1)：
SPL循環信貸額度
766 
CQP循環信貸額度
1,000 
我們信貸設施下的可用承諾總計1,766 
可用流動性總額$2,177 
(1)可用承諾代表截至2024年9月30日，各信用額度下總承諾減去未償貸款和已發行信用證的餘額。請參見 註釋8—債務 以獲取有關我們的信用額度和其他債務工具的補充信息。

我們截至2024年9月30日後的流動性狀況將由未來的流動性來源和未來的現金需求驅動。有關我們未來流動性來源和用途的討論，請參閱我們的流動性和資本資源披露。 截至2023年12月31日的財政年度的10-K表年度報告.

儘管我們下面展示的現金來源和用途是從合併的角度呈現的，但我們和我們的子公司SPL運營時採用獨立的資本結構。SPL所執行的債務工具下的某些限制或要求限制了其分配現金的能力，包括以下內容：
•SPL需要將所有收到的現金存入受限現金及現金等價物賬戶，符合其某些債務協議的要求。 這些現金的使用或提取僅限於與液化項目相關的負債支付及其他受限支付。此外，SPL的運營成本由Cheniere的子公司在關聯協議下進行管理，這可能要求SPL向各自的關聯公司預支現金；
•SPL在其某些債務協議中受到積極和消極契約的限制，無法進行某些支付，包括分配，除非滿足特定要求。
儘管如上所述存在限制，我們認爲仍然有足夠的靈活性使每個獨立的資本結構能夠滿足其當前預期的現金需求。 SPL的流動資金主要用於滿足SPL的現金需求，任何不受限制的剩餘流動資金，以及我們其他業務提供的流動資金，可以用於使CQP滿足其現金需求。
補充擔保人信息

CQP的某些債務義務（ 「保證義務」）包括CQP循環信貸便利、15億美元的4.500%高級票據（到期日爲2029年）、150億美元的4.000%高級票據（到期日爲2031年）、12億美元的3.25%高級票據（到期日爲2032年）、14億美元的5.950%高級票據（到期日爲2033年）以及2034年CQP高級票據（統稱爲， 「CQP高級票據」），其中所有票據均由CQP的某些子公司共同和各自擔保，正如各自的債務協議中規定的（每份爲 「保證人」 並共同稱爲 「CQP擔保人」).
25
目錄
CQP擔保人的擔保對這些義務是完全無條件的，需遵循某些解除條款，包括適用的情況下，(1) 擔保人的資本股票或所有或幾乎所有資產的出售、處置或轉讓（通過合併、整合或其他方式），(2) 擔保人的清算或解散，(3) 在擔保人因其他擔保而被釋放後，導致其擔保被擔保義務的創造，以及(4) 根據管理CQP高級票據的契約對義務的法律解除或滿足和解放。如果我們在到期債務義務的本金或利息支付上發生違約，無論是到期、加速聲明、贖回請求或其他情況，可能會針對CQP擔保人提起法律程序以強制執行擔保。
擔保義務包含對於各自債務工具的常見正面和負面契約，包括在有限例外情況下，限制CQP及CQP擔保人承擔額外債務和/或留置權、進入對沖安排和/或與關聯方進行交易。擔保義務還包括對於各自債務工具的常見違約事件，這些事件受常見的寬限期和重要性標準的約束。

受擔保義務持有者對CQP擔保人的權利可能受到美國破產法或州的欺詐性轉讓或轉移法的限制。每份擔保中包含一項條款，旨在將CQP擔保人的責任限制爲其在不導致其擔保下的義務構成欺詐性轉讓或轉移的情況下可能承擔的最大金額。然而，無法保證法院在確定CQP擔保人的最大責任時將適用什麼標準。此外，該條款可能無法有效保護擔保不被欺詐性轉讓法廢止。整個擔保可能被撤銷，在這種情況下，整個責任可能會被消滅。

26
目錄
以下表格包含CQP（"母公司"）的財務信息摘要，以及CQP擔保人（與母公司一起，被稱爲"債務人集團"）的組合基礎。 「母公司」，以及CQP擔保人（與母公司一起，被稱爲"債務人集團"）的組合基礎。 「債務人集團」）的組合基礎。對SPL的投資和在滿足某些擔保條件下對Sabine Pass LP的權益（與SPL統稱爲「非擔保人」）已被排除，這些實體目前並不屬於債務人集團。 「非擔保人」）的投資不再屬於債務人集團，已被排除。債務人集團內實體之間的內部餘額和交易已被消除。儘管債務人集團的債權人對非擔保人沒有索賠權，但由於其對這些實體的投資，債務人集團可能會在非擔保人破產、清算或重組時獲得對非擔保人資產的訪問權。然而，對非擔保人資產的索賠將優先於非擔保人債權人的任何索賠，包括交易債權人。

彙總資產負債表（以百萬計）九月三十日12月31日
20242023
資產
流動資產
流動資產，淨額$370 $614 
當前資產—關聯公司85 86 
與非擔保人相關的當前資產40 56 
總流動資產495 756 
非流動資產，淨額3,043 3,025 
總資產$3,538 $3,781 
負債
流動負債
流動負債$154 $155 
當前負債——關聯方34 46 
應付非擔保人的當前負債93 100 
總流動負債281 301 
長期債務，淨額爲溢價、折扣和債務發行成本6,729 5,542 
其他非流動負債142 81 
非流動負債—關聯方17 18 
總負債$7,169 $5,942 

概括運營報表（以百萬計）截至2024年9月的九個月
營業收入$150 
來自非擔保人的收入
409 
營業收入總額559 
營業費用和支出198 
運營成本和費用——關聯方145 
運營成本和費用——非擔保人
6 
總營業費用和支出349 
營業收入210 
凈利潤1 

27
Table of Contents
Sources and Uses of Cash

The following table summarizes the sources and uses of our cash, cash equivalents and restricted cash and cash equivalents (in millions). The table presents capital expenditures on a cash basis; therefore, these amounts differ from the amounts of capital expenditures, including accruals, which are referred to elsewhere in this report. Additional discussion of these items follows the table. 
Nine Months Ended September 30,
20242023
Net cash provided by operating activities$2,092 $2,193 
Net cash used in investing activities(112)(176)
Net cash used in financing activities(2,200)(2,479)
Net decrease in cash, cash equivalents and restricted cash and cash equivalents
$(220)$(462)

Operating Cash Flows

The $101 million decrease between the periods was primarily related to cash flows attributed to working capital, mainly due to differences in timing of payments to suppliers and cash collections from the sale of LNG cargoes.

Investing Cash Flows

Cash outflows for property, plant and equipment during the nine months ended September 30, 2024 and 2023 were primarily related to optimization and other site improvement projects.

Financing Cash Flows

The following table summarizes our financing activities (in millions):
Nine Months Ended September 30,
20242023
Proceeds from issuances of debt$1,228 $1,397 
Redemptions and repayments of debt(1,680)(1,650)
Debt issuance and other financing costs(15)(32)
Distributions(1,729)(2,190)
Other(4)(4)
Net cash used in financing activities$(2,200)$(2,479)

Debt Activity

During the nine months ended September 30, 2024, we issued an aggregate amount of $1.2 billion of 2034 CQP Senior Notes and used the proceeds and cash on hand to retire $1.2 billion outstanding aggregate principal amount of the 2025 SPL Senior Notes. Additionally, during the nine months ended September 30, 2024, SPL repaid the outstanding aggregate principal amount of $300 million of the 5.750% Senior Secured Notes due 2024 (the “2024 SPL Senior Notes”) and $150 million of the 2025 SPL Senior Notes. We also borrowed and repaid $30 million under the SPL Revolving Credit Facility during the nine months ended September 30, 2024. During the nine months ended September 30, 2023, we issued an aggregate amount of $1.4 billion of 2033 CQP Senior Notes and used the proceeds and cash on hand to redeem $1.4 billion of the 2024 SPL Senior Notes. Additionally, during the nine months ended September 30, 2023, SPL purchased $200 million of the 2024 SPL Senior Notes in the open market and redeemed an additional $50 million of the 2024 SPL Senior Notes.

Cash Distributions to Unitholders
 
Our partnership agreement requires that, within 45 days after the end of each quarter, we distribute all of our available cash (as defined in our partnership agreement). Our available cash is our cash on hand at the end of a quarter less the amount of any reserves established by our general partner. All distributions paid to date have been made from accumulated operating surplus.
28
Table of Contents
The following provides a summary of distributions paid by us during the nine months ended September 30, 2024 and 2023:
Total Distribution (in millions)
Date PaidPeriod Covered by DistributionDistribution Per Common UnitCommon UnitsGeneral Partner UnitsIncentive Distribution Rights
August 14, 2024April 1 - June 30, 2024$0.810 $392 $10 $99 
May 15, 2024January 1 - March 31, 20240.810 392 10 99 
February 14, 2024October 1 - December 31, 20231.035 501 14 204 
August 14, 2023April 1 - June 30, 20231.030 499 14 201 
May 15, 2023January 1 - March 31, 20231.030 499 14 201 
February 14, 2023October 1 - December 31, 20221.070 518 15 220 

In addition, Tug Services distributed $8 million during the nine months ended September 30, 2024 and 2023, respectively, to Cheniere Terminals in accordance with their terminal marine service agreement, which is recognized as part of the distributions to the holder of our general partner interest.

On October 25, 2024, with respect to the third quarter of 2024, we declared a cash distribution of $0.810 per common unit to unitholders of record as of November 4, 2024, and the related general partner distribution, to be paid on November 14, 2024. These distributions consist of a base amount of $0.775 per unit and a variable amount of $0.035 per unit.

Summary of Critical Accounting Estimates

The preparation of Consolidated Financial Statements in conformity with GAAP requires management to make certain estimates and assumptions that affect the amounts reported in the Consolidated Financial Statements and the accompanying notes. There have been no significant changes to our critical accounting estimates from those disclosed in our annual report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.

Recent Accounting Standards 

For a summary of recently issued accounting standards, see Note 1—Nature of Operations and Basis of Presentation of our Notes to Consolidated Financial Statements.

ITEM 3.    QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK 

Marketing and Trading Commodity Price Risk

We have commodity derivatives consisting of natural gas supply contracts for the operation of the Liquefaction Project (the “Liquefaction Supply Derivatives”). In order to test the sensitivity of the fair value of the Liquefaction Supply Derivatives to changes in underlying commodity prices, management modeled a 10% change in the commodity price for natural gas for each delivery location as follows (in millions):
September 30, 2024December 31, 2023
Fair Value Change in Fair ValueFair Value Change in Fair Value
Liquefaction Supply Derivatives
$(1,364)$334 $(1,657)$362 

See Note 6—Derivative Instruments of our Notes to Consolidated Financial Statements for additional details about our derivative instruments.

ITEM 4.     CONTROLS AND PROCEDURES
 
We maintain a set of disclosure controls and procedures that are designed to ensure that information required to be disclosed by us in the reports filed by us under Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the “Exchange Act”) is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms. As of the end of the period covered by this report, we evaluated, under the supervision and with the participation of our general partner’s management, including our general partner’s Chief Executive Officer and Chief Financial Officer, the
29
Table of Contents
effectiveness of our disclosure controls and procedures pursuant to Rule 13a-15 of the Exchange Act. Based on that evaluation, our general partner’s Chief Executive Officer and Chief Financial Officer concluded that our disclosure controls and procedures are effective.
 
During the most recent fiscal quarter, there have been no changes in our internal control over financial reporting that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. 
30
Table of Contents
PART II.     OTHER INFORMATION

ITEM 1.    LEGAL PROCEEDINGS

We may in the future be involved as a party to various legal proceedings, which are incidental to the ordinary course of business. We regularly analyze current information and, as necessary, provide accruals for probable liabilities on the eventual disposition of these matters. There have been no material changes to the legal proceedings disclosed in our annual report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.

ITEM 1A.    RISK FACTORS

There have been no material changes from the risk factors disclosed in our annual report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.

ITEM 5.    OTHER INFORMATION

Rule 10b5-1 under the Exchange Act provides an affirmative defense that enables prearranged transactions in securities in a manner that avoids concerns about initiating transactions at a future date while possibly in possession of material nonpublic information. Our Insider Trading Policy permits the directors and executive officers of our general partner to enter into trading plans designed to comply with Rule 10b5-1. During the three-month period ending September 30, 2024, none of the executive officers or directors of our general partner adopted or terminated a Rule 10b5-1 trading plan or adopted or terminated a non-Rule 10b5-1 trading arrangement (as defined in Item 408(c) of Regulation S-K).

ITEM 6.    EXHIBITS
Exhibit No.Description
22.1*
31.1*
31.2*
32.1**
32.2**
101.INS*XBRL Instance Document
101.SCH*XBRL Taxonomy Extension Schema Document
101.CAL*XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document
101.DEF*XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document
101.LAB*XBRL Taxonomy Extension Labels Linkbase Document
101.PRE*XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document
104*Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101)
*Filed herewith.
**Furnished herewith.
31


SIGNATURES
Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.
CHENIERE ENERGY PARTNERS, L.P.
By:Cheniere Energy Partners GP, LLC,
its general partner
  
Date:October 30, 2024By:/s/ Zach Davis
Zach Davis
Executive Vice President and Chief Financial Officer
 (on behalf of the registrant and
as principal financial officer)
Date:October 30, 2024By:/s/ David Slack
David Slack
Senior Vice President and Chief Accounting Officer
 (on behalf of the registrant and
as principal accounting officer)
32