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目录表

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
 
表格：10-Q
(标记一) 
☒
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款规定的季度报告
 
截至本季度末2023年9月30日
☐
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款提交的过渡报告
 
对于从日本到日本的过渡期，日本将从日本过渡到日本，日本将从日本转向日本。
 
委托书档号：001-35167
 
kos_logo.jpg
科斯莫斯能源有限公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州 98-0686001
(述明或其他司法管辖权 (税务局雇主
公司或组织) 识别号码)
公园里8176号
达拉斯,德克萨斯州75231
(主要执行办公室地址)(邮政编码)
 
每个班级的标题交易符号在其注册的每个交易所的名称：
普通股面值0.01美元科斯纽约证券交易所
伦敦证券交易所
 
注册人的电话号码，包括区号：+1214445 9600
 
不适用
(前姓名、前地址和前财政年度，如果自上次报告以来发生变化)
 
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)，(1)已提交1934年《证券交易法》第(13)或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☒不，不是。☐
 
用复选标记表示注册人是否已在过去12个月内(或注册人被要求提交和张贴此类文件的较短时间内)，以电子方式提交并张贴在其公司网站上(如果有)，根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交和张贴的每个交互数据文件。是 ☒不，不是。☐
 
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒ 加速文件管理器☐
   
非加速文件服务器☐ 规模较小的报告公司☐
(不要检查是否有规模较小的报告公司)  
  新兴成长型公司☐
 
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示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。☐
 
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》规则第12b-2条所定义)。☐不，不是。☒
 
注明截至最后实际可行日期，发行人所属各类普通股的流通股数量。
班级截至2023年11月2日的未偿还债务
普通股，面值0.01美元 460,129,711

目录表

目录
 
除本报告另有说明外，凡提及“科斯莫斯”、“我们”、“我们”或“本公司”，均指科斯莫斯能源有限公司及其全资子公司。我们已经在第3页开始的《词汇和精选缩略语》中为本报告中使用的一些行业术语提供了定义。
 
 页面
第一部分：财务信息 
  
词汇表和精选缩写：
3
  
项目1.财务报表
7
合并资产负债表
7
合并业务报表
8
股东权益合并报表
9
合并现金流量表
10
合并财务报表附注：
11
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
29
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
43
项目4.控制和程序
44
  
第二部分：其他信息 
  
项目1.法律诉讼：
45
第1A项。风险因素：
45
第二项股权证券的未登记销售和募集资金的使用
45
第3项高级证券的违约情况
45
项目4.矿山安全披露。
45
项目5.其他信息：
45
签名：
46
项目6.展品：
46
展品索引：
47
2
目录表

科斯莫斯能源有限公司。
词汇表和精选缩写
 
以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义。除非下列所列，否则S-X规则第4-10(A)款下的所有定义术语应具有其法定规定的含义。
 
“二维地震数据”二维地震数据，用作解释数据，允许查看远景区域下方的垂直横断面。
“三维地震数据”三维地震数据，作为地球物理数据，在三维上描述地下地层。3D地震数据通常比2D地震数据提供更详细和更准确的地下地层解释。
“ANP-STP”圣多美和普林西比国家石油公司。
“API”一种比重标度，用度表示，表示各种石油液体的相对密度。比例与密度成反比增加。因此，较轻的石油液体比较重的石油液体具有更高的API。
“资产覆盖率”GOM定期贷款中定义的“资产覆盖比率”是指，自2020年12月31日开始的每个财政年度的每年3月31日、6月30日、9月30日和12月31日，(A)截至该日期的PDP PV-10总额(定义见GoM定期贷款)与(B)截至该日期的未偿还贷款本金金额(定义见GoM定期贷款)的比率。
“ASC”财务会计准则委员会会计准则编纂。
“亚利桑那州立大学”财务会计准则委员会会计准则更新。
“Barrel”或“Bbl”一种石油体积的标准计量单位，相当于在华氏60度时大约相当于42加仑。
“bbbl”10亿桶石油。
《波波》10亿桶油当量。
“bcf”十亿立方英尺。
“boe”桶油当量。使用6,000立方英尺天然气对1桶石油的换算系数将天然气体积转换为石油桶。
“BOEM”海洋能源管理局。
“Boepd”每天的桶油当量。
《波普》每天的石油产量。
“BP”BP P.L.C.及相关子公司。
“Bwpd”每天一桶水。
“企业革命者”
于2022年3月31日之前，本术语指日期为2012年11月23日(经修订或不时修订及重述)的循环信贷安排协议，而于2022年3月31日或之后，本术语指日期为2022年3月31日(经修订或不时修订及重述)的新循环信贷安排协议。
“新冠肺炎”冠状病毒病2019年。
“债务覆盖率”对于每个适用的计算日期，“债务覆盖率”被广泛定义为(X)长期债务总额减去现金和现金等价物以及限制性现金，与(Y)本公司前12个月的EBITDAX合计(见下文)的比率。
“发达的土地面积”分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
“发展”通过钻探开发井和安装适当的生产系统使油田或天然气田投产的阶段。
“DST”钻杆测试。
“干井”或“不成功井”尚未遇到预计将大量生产的含油气储集层的井。
“DT”深水塔诺。
3
目录表
“EBITDAX”净收益(亏损)加上(一)勘探费用，(二)损耗、折旧和摊销费用，(三)股权补偿费用，(四)商品衍生品未实现(收益)亏损(减去已实现亏损，再加上已实现收益)，(五)出售石油和天然气资产的亏损，(六)利息(收入)费用，(七)所得税，(八)债务清偿损失，(Ix)坏账支出和(X)管理层认为影响经营业绩可比性的类似其他重大项目。
《ESG》环境、社会和治理。
“ESP”电动潜水泵。
“E&P”勘探和生产。
“设施”2011年3月28日的设施协议(经修订或不时修订和重述)。
“财务会计准则委员会”财务会计准则委员会。
“自耕农”一方当事人从该权益的所有人那里获得参与权益的一部分的协议，通常以现金和/或由受让人承担一部分未来费用或其他履约作为转让的条件。
“外判”参与权益的所有者同意以现金和/或受让人承担部分未来费用和/或其他工作作为转让条件，将其在区块中的参与权益的一部分转让给另一方的协议。
“馈送”前端工程设计。
“田野寿险覆盖率”
对于每个适用的预测期，“实地寿命覆盖率”被广义定义为(X)消耗现金流净额的预测净现值加上与加纳和赤道几内亚资产有关的某些资本支出的预测净现值与(Y)融资机制下未偿还贷款总额的比率。
“FLNG”浮式液化天然气。
《FPS》浮式生产系统。
“浮式生产储油船”浮式生产、储存和卸油船。
“公认会计原则”美国的公认会计原则。
“GEPetrol”赤道几内亚石油公司。
“温室气体”温室气体。
《GJFFDP》大禧年全油田开发计划。
“GNPC”加纳国家石油公司。
“GO M定期贷款”2020年9月30日的优先担保定期贷款信贷协议。
《更大的托尔图·阿梅伊姆》Ahmeyim和Guembeul的发现。
“GTA UUOA”涵盖大Tortue Ahmeyim单位的单位化和单位业务协定。
“HLS”浓郁的路易斯安那州甜酒。
《延禧UUOA》涵盖禧年单位的单位化和单位运营协议。
“利息保障比率”对于每个适用的计算日期，“利息覆盖比率”被广泛定义为(X)本公司前12个月的EBITDAX合计(见上文)与(Y)本公司前12个月的利息支出减去利息收入的比率。
“液化天然气”液化天然气。
“贷款寿险比率”对于每个适用的预测期，“贷款寿命覆盖率”被广义定义为：(X)截至贷款机制最终到期日的预测现金流量净现值与与加纳和赤道几内亚资产相关的预测资本支出净现值的比率，但与2021年10月收购Anadarko WCTP时在加纳获得的额外权益有关的预测资本支出不包括在内，即贷款机制下未偿还贷款总额的(Y)。
“伦敦银行同业拆借利率”伦敦银行间同业拆借利率
“伦敦政治经济学院”伦敦证券交易所。
“LTIP”长期激励计划。
4
目录表
“MBbl”上千桶石油。
“MBoe”一千桶油当量。
《麦克福》1000立方英尺的天然气。
《Mcfpd》每天1000立方英尺的天然气。
“MMBbl”百万桶石油。
“MMBoe”百万桶油当量。
《MMBtu》百万英热单位。
《MMcf》百万立方英尺的天然气。
《MMcfd》每天百万立方英尺的天然气。
《MMtpa》每年百万公吨。
“天然气液体”或“NGL”以液体的形式从气体状态中分离出来的天然气成分。这些物质包括丙烷、丁烷和乙烷等。
“净债务”长期债务总额减去现金和现金等价物以及限制性现金总额。
“纽约证券交易所”纽约证券交易所。
“石油合同”一种合同，其中碳氢化合物的所有者给予勘探和勘探公司临时和有限的权利，包括在租赁区勘探、开发和生产碳氢化合物的独家选择权。
“石油系统”石油系统由埋藏在足够深度的有机物质组成，这些有机物质有足够的温度和压力来排出碳氢化合物，并使石油和天然气从其形成的区域移动到可以聚集的储集岩中。
“发展规划”或“吊舱”概述为开发油田而采取的步骤的书面文件。
“多产井”能够生产足够数量的石油或天然气的探井或开发井，可以作为油井或天然气井完成。
“潜在客户”可能含有碳氢化合物的潜在圈闭，并得到必要数量和质量的地质和地球物理数据的支持，以表明石油和/或天然气聚集的可能性可供钻探。必须具备五个要素(生成、运移、储集层、封闭性和圈闭)，才能实现勘探目标，如果其中任何一个要素失败，石油或天然气都不可能存在，至少不会出现商业规模。
“已探明储量”根据“美国证券交易委员会”第S-X 4-10(A)(2)号法规，地质和工程数据合理确定地表明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油气藏经济开采的原油、天然气和天然气液体的估计量，以及预计将通过确认的改进开采技术获得的额外储量。
“已探明已开发储量”那些已探明的储量，可以通过现有的油井和设施以及现有的作业方法进行开采。
“已探明的未开发储量”这些已探明储量预计将从未来的油井和设施中回收，包括未来的更好的开采项目，这些项目预计在以前对改善的开采项目反应良好的储集层中具有很高的确定性。
“皇家莎士比亚剧团”莱德斯科特公司，L.P.
“SOFR”有担保的隔夜融资利率
“美国证券交易委员会”美国证券交易委员会。
“7.125厘优先债券”优先债券2026年到期，年息率7.125。
“7.750厘优先债券”优先债券2027年到期，年息率7.750。
“7.500厘优先债券”优先债券2028年到期，年息率7.500。
《货架边际》由于沉积盆地的充填而引起的海岸线方向变化所形成的路径。
“壳牌”荷兰皇家壳牌及相关子公司。
“SMH”毛里塔尼亚石油天然气公司
“地层学”沉积学研究沉积岩层的组成、相对年龄和分布的学科
5
目录表
“地层圈闭”地层圈闭是由岩石性质的变化形成的，而不是岩石的断层或褶皱，而石油是通过上复岩石的孔隙度和渗透率的变化而保持不变的。
“结构性陷阱”地球次表层的一种地形地貌，形成于岩层的高点。这有利于油气在地层中的聚集。
“构造-地层圈闭”构造-地层圈闭是具有构造和地层特征的复合型圈闭。
“潜水扇”一种在深水环境中形成的扇形沉积物，在这种环境中，沉积物通过质量流、重力诱导的过程从浅水向深水输送。这些系统通常发育在沉积盆地的底部或大河的末端。
“标记GSA”十个联合天然气-天然气销售协议。
“十”Tweneboa，Enyenra和Ntomme
“三向断层陷阱”一种构造圈闭，其中至少有一个闭合成分是通过断层上的岩层偏移而形成的。
“Tortue第一阶段 水疗中心“
长期销售和购买液化天然气的大Tortue Ahmeyim协议。
《陷阱》一种适合于含有碳氢化合物的岩石结构，由相对不透水的地层封闭，碳氢化合物不会通过该地层迁移。
“三叉戟”三叉戟能源。
“未开发的土地面积”未钻探或完成油井以允许生产商业数量的天然气和石油的租赁面积，无论此类面积是否包含已探明的资源。
“WCTP”西开普省三分。























6
目录表



科斯莫斯能源有限公司。
合并资产负债表
(单位：千，共享数据除外)
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (未经审计) 
资产  
流动资产：  
现金和现金等价物$138,742 $183,405 
应收账款
共同利息账单，净额29,851 28,851 
石油销售71,700 67,483 
其他17,016 23,401 
盘存155,011 133,515 
预付费用和其他49,476 24,722 
衍生品— 7,344 
流动资产总额461,796 468,721 
财产和设备：  
石油和天然气属性，净值4,174,239 3,837,437 
其他财产，净额5,730 5,210 
财产和设备，净额4,179,969 3,842,647 
其他资产：  
受限现金3,416 3,416 
长期应收账款297,327 235,696 
递延融资成本，扣除累计摊销净额#美元15,003及$13,263分别于2023年9月30日和2022年12月31日
2,900 4,640 
递延税项资产2,664 — 
衍生品698 1,725 
其他20,631 23,143 
总资产$4,969,401 $4,579,988 
负债和股东权益  
流动负债：  
应付帐款$199,031 $212,275 
应计负债338,790 325,206 
长期债务当期到期日— 30,000 
衍生品26,597 6,773 
流动负债总额564,418 574,254 
长期负债：  
长期债务，净额2,389,197 2,195,911 
衍生品2,402 778 
资产报废债务330,102 300,800 
递延税项负债433,628 468,445 
其他长期负债249,985 251,952 
长期负债总额3,405,314 3,217,886 
股东权益：  
优先股，$0.01票面价值；200,000,000授权股份；零发布日期：2023年9月30日和2022年12月31日
— — 
普通股，$0.01票面价值；2,000,000,000授权股份；504,372,666和500,161,421分别于2023年9月30日和2022年12月31日发布
5,044 5,002 
额外实收资本2,525,634 2,505,694 
累计赤字(1,294,002)(1,485,841)
国库股，按成本价计算，44,263,269股票分别于2023年9月30日和2022年12月31日
(237,007)(237,007)
股东权益总额999,669 787,848 
总负债和股东权益$4,969,401 $4,579,988 
请参阅随附的说明。
7
目录表
科斯莫斯能源有限公司。
合并业务报表
(单位为千，每股数据除外)
 (未经审计)
 
 截至三个月九个月结束
 9月30日，9月30日，
 2023202220232022
收入和其他收入：    
石油和天然气收入$526,348 $456,056 $1,193,843 $1,735,439 
出售资产的收益— — — 471 
其他收入，净额198 48 (115)143 
总收入和其他收入526,546 456,104 1,193,728 1,736,053 
成本和支出：    
石油和天然气生产138,782 62,372 286,297 277,264 
设施保险改装，净额— 494 — 7,246 
勘探费10,290 17,215 33,305 118,656 
一般和行政25,120 24,007 77,731 74,424 
损耗、折旧和摊销132,347 106,313 331,634 386,961 
利息和其他融资成本，净额25,440 29,796 74,379 92,317 
衍生工具，净额45,971 (113,842)42,162 243,534 
其他费用，净额11,055 (218)17,864 (1,320)
总成本和费用389,005 126,137 863,372 1,199,082 
所得税前收入137,541 329,967 330,356 536,971 
所得税费用52,356 107,713 138,517 196,144 
净收入$85,185 $222,254 $191,839 $340,827 
每股净收益：    
基本信息$0.19 $0.49 $0.42 $0.75 
稀释$0.18 $0.47 $0.40 $0.72 
用于计算每股净收益的加权平均股数：
    
基本信息460,108 455,840 459,477 455,158 
稀释481,099 476,431 479,738 474,820 
 
请参阅随附的说明。
8
目录表
科斯莫斯能源有限公司。
 合并股东权益报表
 (单位：千)
(未经审计)
 
   其他内容   
 普通股已缴费累计财务处 
 股票金额：资本赤字库存总计
2023:
截至2022年12月31日的余额500,161 $5,002 $2,505,694 $(1,485,841)$(237,007)$787,848 
基于股权的薪酬— — 10,093 — — 10,093 
限制性股票单位3,691 37 (37)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (11,810)— — (11,810)
净收入— — — 83,309 — 83,309 
截至2023年3月31日的余额503,852 5,039 2,503,940 (1,402,532)(237,007)869,440 
分红— — (1)— — (1)
基于股权的薪酬— — 11,121 — — 11,121 
限制性股票单位493 4 (4)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (1)— — (1)
净收入— — — 23,345 — 23,345 
截至2023年6月30日的余额504,345 5,043 2,515,055 (1,379,187)(237,007)903,904 
分红— — — — — — 
基于股权的薪酬— — 10,580 — — 10,580 
限制性股票单位28 1 (1)— — — 
净收入— — — 85,185 — 85,185 
截至2023年9月30日的余额504,373 $5,044 $2,525,634 $(1,294,002)$(237,007)$999,669 
2022:
截至2021年12月31日的余额496,152 $4,962 $2,473,674 $(1,712,392)$(237,007)$529,237 
分红— — 12 — — 12 
基于股权的薪酬— — 8,425 — — 8,425 
限制性股票单位3,377 33 (33)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (2,753)— — (2,753)
净收入— — — 1,400 — 1,400 
截至2022年3月31日的余额499,529 $4,995 $2,479,325 $(1,710,992)$(237,007)$536,321 
分红— — (14)— — (14)
基于股权的薪酬— — 8,886 — — 8,886 
限制性股票奖励和单位487 5 (5)— — — 
净收入— — — 117,173 — 117,173 
截至2022年6月30日的余额500,016 $5,000 $2,488,192 $(1,593,819)$(237,007)$662,366 
基于股权的薪酬— — 8,871 — — 8,871 
限制性股票单位89 1 (1)— — — 
净收入— — — 222,254 — 222,254 
截至2022年9月30日的余额500,105 $5,001 $2,497,062 $(1,371,565)$(237,007)$893,491 
 
请参阅随附的说明。
9
目录表
科斯莫斯能源有限公司。
 合并现金流量表
 (单位：千)
 (未经审计)
 截至9月30日的9个月，
 20232022
经营活动  
净收入$191,839 $340,827 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：
损耗、折旧和摊销(包括递延融资成本)339,177 394,799 
递延所得税(37,481)(37,445)
不成功的油井成本和租赁减值2,244 83,086 
衍生工具公允价值变动52,467 257,112 
衍生工具现金结算，净额(包括$(12.3)百万元及(289.9)2023年至2022年期间商品套期保值为100万美元)
(21,478)(304,328)
基于股权的薪酬31,778 25,896 
出售资产的收益— (471)
债务清偿损失1,503 192 
其他2,547 (5,940)
资产和负债变动情况：
应收(增)款减少(5,766)54,035 
库存(增加)(26,847)(4,377)
(增加)预付费用和其他(22,920)(5,704)
应付帐款增加(减少)(13,244)64,216 
应计负债增加(减少)(22,425)1,338 
经营活动提供的净现金471,394 863,236 
投资活动  
石油和天然气资产(611,914)(543,349)
石油和天然气属性的获取— (21,205)
出售资产所得收益— 118,703 
来自合伙人的应收票据(46,632)(28,188)
用于投资活动的现金净额(658,546)(474,039)
融资活动  
长期债务项下的借款300,000 — 
偿还长期债务(145,000)(322,500)
对限制性股票单位的预提税款(11,811)(2,753)
分红(166)(655)
其他(534)(6,288)
融资活动提供(用于)的现金净额142,489 (332,196)
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)(44,663)57,001 
期初现金、现金等价物和限制性现金186,821 174,896 
期末现金、现金等价物和限制性现金$142,158 $231,897 
补充现金流量信息  
支付的现金：  
扣除资本化利息后的利息净额$50,814 $79,787 
所得税，扣除收到的退款后的净额$212,352 $195,782 
 
请参阅随附的说明。
10
目录表

科斯莫斯能源有限公司。
 
合并财务报表附注
(未经审计)
 
1. 组织
 
科斯莫斯能源有限公司成立于特拉华州，是特拉华州科斯莫斯能源控股有限公司的控股公司，这是一家特拉华州有限责任公司。作为一家控股公司，科斯莫斯能源有限公司的管理业务通过一家全资子公司科斯莫斯能源有限责任公司进行。术语“Kosmos”、“公司”、“我们”和类似术语指的是Kosmos Energy Ltd.及其全资子公司，除非上下文另有说明。

Kosmos是一家专注于大西洋近海边缘的全周期、深水、独立的油气勘探和生产公司。我们的主要资产包括加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾的海上生产，以及毛里塔尼亚和塞内加尔近海的世界级天然气项目。我们还在赤道几内亚和美国墨西哥湾开展了一个经过验证的盆地勘探项目。Kosmos在纽约证券交易所和伦敦证券交易所上市，股票代码为KOS。
 
科斯莫斯从事单一业务，即勘探、开发和生产石油和天然气。我们几乎所有的长期资产和所有产品销售都与四地理区域：加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚/塞内加尔和美国墨西哥湾。
 
2. 会计政策
 
一般信息
 
本报告所载中期综合财务报表未经审计，管理层认为，该等中期综合财务报表包括为公平列报中期业绩所需的所有正常经常性调整。本报告所列临时期间的结果不一定代表预计全年的最终结果。中期合并财务报表是按照《美国证券交易委员会》中期报告要求编制的。在这些规则允许的情况下，GAAP通常要求的某些附注或其他财务信息已在这些中期合并财务报表中浓缩或省略。这些中期综合财务报表及其附注应与我们在Form 10-K年度报告中包括的截至2022年12月31日的年度经审计综合财务报表一并阅读。

重新分类
 
某些前期数额已重新分类，以符合当前的列报方式。此类重新分类对我们报告的净收益、流动资产、总资产、流动负债、总负债、股东权益或现金流量没有重大影响。

现金、现金等价物和限制性现金 
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (单位：万人)
现金和现金等价物$138,742 $183,405 
受限现金--长期3,416 3,416 
合并现金流量表中显示的现金、现金等价物和限制性现金总额
$142,158 $186,821 
 
现金和现金等价物包括在购买之日投资于原始到期日为三个月或更短的高流动性工具的活期存款和资金。




11
目录表
共同利息账单

本公司的联名利息账单包括来自在本公司经营的共同石油和天然气资产中拥有权益的合作伙伴的应收账款，以分担成本。联息账单在综合资产负债表上按预期收款时间分类为当期及长期应收账款。
 
盘存
 
存货包括#美元。141.5百万美元和美元125.3百万美元的材料和用品，以及13.5百万美元和美元8.2截至2023年9月30日和2022年12月31日的碳氢化合物分别为100万。本公司的材料和用品库存主要由套管和井口组成，采用加权平均成本法或可变现净值，以成本中较低者为准。

碳氢化合物库存采用加权平均成本法或可变现净值，以成本中较低者为准。碳氢化合物库存成本包括将库存恢复到现有状态所产生的支出和其他费用。销售费用以及一般和行政费用被报告为期间成本，不包括在库存成本中。

收入确认

我们的石油和天然气收入在碳氢化合物以固定或可确定的价格出售给买家、所有权转让和可能收集时确认。某些收入是以具有暂定定价和数量选择权的合同为基础的，其中包含一种衍生品，为了会计目的，这种衍生品必须与主机合同分开。主合同是在销售之日按现货价格从石油销售中获得的应收款。这种衍生品没有被指定为对冲工具，每个时期都通过石油和天然气收入按市价计价，直到最终结算发生为止，最终结算通常限于出售后的一个月或之后一个月。
    
    石油和天然气收入的构成如下：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2023202220232022
 (单位：万人)
与客户签订合同的收入--赤道几内亚$74,998 $41,178 $182,738 $263,532 
与客户签订合同的收入-加纳355,098 301,855 735,675 1,044,039 
与客户签订合同的收入-美国墨西哥湾102,968 116,603 285,735 441,446 
临时石油销售合同(6,716)(3,580)(10,305)(13,578)
石油和天然气收入$526,348 $456,056 $1,193,843 $1,735,439 

信用风险集中

我们的收入可能会受到当前经济状况以及石油和天然气价格的实质性影响。然而，基于目前对原油和天然气的需求，以及随时可以找到替代买家的事实，我们相信，失去我们的买家和/或营销代理不会对我们的财务状况或经营业绩产生长期的重大不利影响。

3. 收购和资产剥离

2023年2月，Kosmos和Panoro Energy ASA(“Panoro”)与赤道几内亚共和国签订了一份涵盖赤道几内亚近海EG-01区块的石油合同。科斯莫斯持有24%参与该区块权益，运营商Panoro持有56%参股权益。赤道几内亚国家石油公司几内亚赤道石油公司(“GEPetrol”)目前有一家20%于勘探期内持有参与权益。如果有商业发现，GEPetrol的20%附带权益将转换为20%参股权益。EG-01区块目前包括大约59,400英亩(240平方公里)，第一个勘探期为三年自生效日期(2023年3月1日)起生效。

2023年3月，我们与Panoro完成了一项外包协议，根据该协议，Panoro收购了6.0%参与赤道几内亚海上S区块的权益。作为外包协议的结果，Kosmos在S区块的参与权益减少到34.0%.
12
目录表

4. 长期应收账款
 
2019年2月，Kosmos和BP与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了Carry预付款协议，要求我们为Greater Tortue Ahmeyim第一阶段的首次天然气生产所产生的某些开发成本，由各自的国家石油公司提供一部分资金。截至2023年9月30日和2022年12月31日，国家石油公司的到期余额为美元。243.61000万美元和300万美元196.9在我们的综合资产负债表上被归类为长期应收账款。截至2023年9月30日和2022年12月31日，国家石油公司到期余额的应计利息为#美元。32.71000万美元和300万美元21.5分别为2.5亿美元和2.5亿美元。长期应收票据的利息收入为#美元。4.01000万美元和300万美元2.5分别为2023年9月30日和2022年9月30日止的三个月；以及11.31000万美元和300万美元6.8在截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月中，分别为2.5亿美元。

5. 财产和设备
 
财产和设备按成本列报，由下列各项组成：
 
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (单位：万人)
石油和天然气属性：  
已证明的性质$7,535,104 $6,953,435 
未证明的性质403,481 341,334 
油气总物性7,938,585 7,294,769 
累计耗竭(3,764,346)(3,457,332)
石油和天然气属性，净值4,174,239 3,837,437 
其他财产64,268 60,730 
累计折旧(58,538)(55,520)
其他财产，净额5,730 5,210 
财产和设备，净额$4,179,969 $3,842,647 
 
我们记录的损耗费用为#美元。123.5百万美元和美元100.0截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月分别为100万美元和307.0百万美元和美元366.4截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月分别为100万美元。

6. 悬空油井成本
 
下表反映了公司截至2023年9月30日止九个月的已钻探油井资本化探井成本。
 
 9月30日，
2023
 (单位：万人)
期初平衡：$145,957 
在确定已探明储量之前增加资本化探井成本。8,487 
由于已探明储量的确定而重新分类。— 
资本化探井成本计入费用。— 
期末余额：$154,444 

13
目录表
下表提供了按钻井完成日期计算的已资本化探井成本的账龄，以及自钻井完成以来已资本化探井成本超过一年的项目数：
 
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (以千人为单位，除项目外的其他项目除外)
一年或一年内资本化的探井成本$— $— 
一至三年内资本化的探井成本34,028 32,770 
四至七年内资本化的探井成本120,416 113,187 
期末余额$154,444 $145,957 
已资本化一年以上的探井成本的项目数
2 2 
 
截至2023年9月30日，自钻井完成以来已资本化一年以上勘探井成本的项目涉及塞内加尔近海卡亚尔近海区块的Yakaar和Teranga发现，以及赤道几内亚近海S区块的Asam发现。
 
Yakaar和Teranga发现-2016年5月，我们在塞内加尔近海的Cayar Offshore Proond区块钻探Teranga-1探井，遇到了碳氢化合物付款。2017年6月，我们在塞内加尔近海卡亚尔海上油气区块钻探了Yakaar-1探井，遇到了油气藏。2017年11月，向塞内加尔政府提交了雅卡尔-特兰加综合评估计划。2019年9月，我们钻了遇到油气藏的Yakaar-2评价井。Yakaar-2井大约是在九距离Yakaar-1探井几公里。2021年7月，卡亚尔区块勘探许可证的当前阶段延长至另一个三年至2024年7月。Yakaar和Teranga的发现正在作为联合开发进行分析。在2023年期间，我们继续推进评估研究和成熟的概念设计。在进一步评估之后，预计将就该项目的开发作出最后的投资决定。

阿萨姆发现-2019年10月，我们在赤道几内亚近海钻井S-5探井，遇到了油气藏。这一发现后来被命名为阿萨姆。2020年7月，赤道几内亚政府批准了一项评估工作方案。该油井位于Ceiba FPSO的回接范围内，目前正在进行评估工作计划，以将所有可用数据整合到模型中，以确定已发现资源的规模并评估最佳开发解决方案。2022年第四季度，我们得到赤道几内亚政府的批准，进入S区块勘探许可证的第二分阶段，计划于2024年12月到期。此外，2022年12月向赤道几内亚政府提交了阿萨姆实地评估报告。2023年期间，研究和概念设计继续取得进展。在进行额外评估后，预计将就商业化作出决定。

14
目录表
7. 债务 
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (单位：万人)
未偿债务本金余额：  
设施$925,000 $625,000 
7.125% 高级附注
650,000 650,000 
7.750高级附注百分比
400,000 400,000 
7.500高级附注百分比
450,000 450,000 
GOM定期贷款— 145,000 
长期债务总额2,425,000 2,270,000 
未摊销递延融资成本和折扣(35,803)(44,089)
总债务，净额2,389,197 2,225,911 
减去：长期债务的当前到期日— (30,000)
长期债务，净额$2,389,197 $2,195,911 

设施
 
该基金支持我们的石油和天然气勘探、评估和开发计划以及企业活动。截至2023年9月30日，该贷款机制下的借款总额为#美元925.0百万美元，贷款机制下的未支取可用资金为#美元220.1百万美元。该贷款的最终到期日为2027年3月。2023年10月，在2023年秋季重新确定期间，公司的贷款辛迪加批准了#美元的借款基础能力。1.25 使未提取的可用资金增加约10亿美元，104.9 万借款基数是基于净现金流量和相关资本支出的净现值减去一定百分比的总和，以及公司在加纳和赤道几内亚的生产资产中的某些资产储备和/或资源的价值。

于2022年11月23日，本公司修订该融资，将利率基准由伦敦银行同业拆息更新为定期SOFR，自2023年4月19日起生效。经修订，贷款利息为适用保证金（3.75%至5.00%，视乎订立贷款之日起已过的时间长短而定)，加上CME Group Benchmark Administration Limited就有关期间实施的SOFR期限参考利率及信贷调整利差。利息在每个利息期的最后一天支付(如果利息期长于六个月，日期为六个月利息期第一天之后的间隔时间)。我们为总承诺额中未提取和不可用的部分支付承诺费。承诺费等于30当承诺可供使用时，当时适用的各自保证金的每年百分比，等于20当承诺不能使用时，当时适用的各自保证金的每年百分比。我们根据ASC 835-利息确认利息支出，这要求采用有效利息法确认利息支出。我们根据贷款机制下的估计借款水平确定了实际利率。

于2023年9月29日，本公司修订该融资，以加入KoppelEnergy Ghana Investments及KoppelEnergy Ghana Holdings Limited作为该融资的债务人。因此，于2021年10月收购Anadarko WCTP时收购的Jubilee及TEN的额外权益，现于计算该融资的借贷基准金额时计入，自2023年10月1日起生效。

于2023年10月19日，本公司修订该融资以修改摊销时间表，以减少还款分期数目， 七至六等额分期付款，第一期还款定于2024年10月1日，而不是2024年3月31日。最终到期日或最终还款日并无变动。

截至2023年9月30日（最近评估日期），我们已遵守融资所载的财务契诺。经修订的融资包含惯例交叉违约条款。

 企业改革者

企业左轮手枪可用于一般企业用途和石油和天然气勘探，评估和开发计划。截至2023年9月30日， 不是公司转盘和未提取可用资金项下的未偿还借款为#美元250.0百万，到期日为2024年12月31日。

15
目录表
该公司资本化了$6.12022年3月与签订新的循环信贷安排相关的递延融资成本，这笔费用将在新的循环信贷安排的期限内摊销。2022年11月23日，公司修订了公司转换法，将利率基准从复合SOFR更新为定期SOFR，自2023年4月19日起生效。经修订后，公司转盘的利息为7.0%保证金、CME Group Benchmark Administration Limited就有关期间管理的期限SOFR参考利率及信贷调整利差。利息在每个利息期限的最后一天支付(如果利息期限超过六个月，则在六个月利息期第一天之后的间隔时间)。我们为总承诺额中未提取的部分支付承诺费。贷款人的承诺费等于30当承诺可供使用时，每年各自保证金的百分比。

截至2023年9月30日(最近的评估日期)，我们遵守了公司革命者中所载的财务契约。公司革命者包含惯常的交叉违约条款。

7.1252026年到期的优先债券百分比

2019年4月，本公司发行美元650.0百万美元7.125%高级票据和收到的净收益约为$640.0扣除佣金和其他费用后为100万美元。

这个7.125高级债券将于2026年4月4日到期。自2019年10月4日开始，每年4月4日和10月4日以拖欠形式支付利息。这个7.125%优先票据是Kosmos Energy Ltd.的优先无担保债务，与其现有和未来的所有优先债务(包括公司转盘项下的所有借款)具有同等的偿还权。7.750高级票据百分比和7.500优先票据百分比)，并实际上在所有现有及未来有担保债务(包括贷款机制下的所有借款)的偿还权方面排名较低。这个7.125优先票据由拥有公司在美国墨西哥湾的资产和在收购Anadarko WCTP中获得的权益的某些子公司以优先无担保基础提供担保，并由根据该融资机制借款或担保的某些子公司以从属无担保基础提供担保7.750高级票据百分比和7.500高级注释百分比。这个7.125%优先票据包含惯常的交叉违约条款。

7.7502027年到期的优先债券百分比
2021年10月，该公司发行了美元400.01000万美元7.750%高级票据和收到的净收益约为$395.0扣除费用后为100万美元。
这个7.750高级债券将于2027年5月1日到期。利息从2022年5月1日开始，每年5月1日和11月1日到期支付。这个7.750%优先票据是Kosmos Energy Ltd.的优先无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务(包括根据公司转盘、7.125高级票据百分比和7.500优先票据百分比)，并实际上在所有现有及未来有担保债务(包括贷款机制下的所有借款)的偿还权方面排名较低。这个7.750优先票据由拥有公司在美国墨西哥湾的资产和在收购Anadarko WCTP中获得的权益的某些子公司以优先无担保基础提供担保，并由根据该融资机制借款或担保的某些子公司以从属无担保基础提供担保7.125高级票据百分比和7.500高级注释百分比。这个7.750%优先票据包含惯常的交叉违约条款。
7.5002028年到期的优先债券百分比
2021年3月，公司发行了美元450.01000万美元7.500%高级票据和收到的净收益约为$444.4扣除费用后为100万美元。
这个7.500高级债券将于2028年3月1日到期。利息由2021年9月1日开始，每年3月1日和9月1日付息。这个7.500%优先票据是Kosmos Energy Ltd.的优先无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务(包括根据公司转盘、7.125高级票据百分比和7.750优先票据百分比)，并实际上在所有现有及未来有担保债务(包括贷款机制下的所有借款)的偿还权方面排名较低。这个7.500优先票据由拥有公司在美国墨西哥湾资产和Anadarko WCTP收购权益的某些子公司以优先无担保基础提供担保，并由根据融资机制借款或担保公司转盘的某些子公司以从属无担保基础提供担保，以及7.125高级票据百分比和7.750高级注释百分比。这个7.500%优先票据包含惯常的交叉违约条款。
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目录表
GOM定期贷款    

于2020年9月，本公司订立一项五年制 $200.02000万优先担保定期贷款信贷协议以该公司在美国墨西哥湾的资产为抵押，净收益为#美元197.7扣除费用和其他费用后为100万美元。2023年9月15日，公司偿还了剩余的未偿还本金#美元137.51000万美元加上应计利息，使用手头的现金，构成全额付款。GoM定期贷款随后根据GoM定期贷款终止，并受GoM定期贷款条款的约束。

还本付息

截至2023年9月30日，五个财年期间及以后的预计偿债金额如下：
 应于明年到期的付款
 总计2023(2)2024202520262027此后
 (单位：万人)
还本付息(1)$2,425,000 $— $243,047 $227,450 $929,282 $575,221 $450,000 
__________________________________
(1)包括未偿本金债务余额的预定到期日。截至2023年9月30日与该机制相关的债务的计划到期日是基于我们的借款水平和我们估计的未来可用借款基础承诺水平。借款水平的任何增加或减少，或现有借款基数的增加或减少，都将影响未来五年及其后债务的预定到期日。2023年10月，公司的贷款银团批准借款基础能力为#美元。1.25100亿美元，该公司修改了贷款安排，修改了摊销时间表，第一笔偿还分期付款定于2024年10月1日，而不是2024年3月31日。
(2)表示2023年10月1日至2023年12月31日期间的付款。

利息和其他融资成本，净额
 
本期间发生的利息和其他融资费用净额包括：
 
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2023202220232022
 (单位：千)
利息支出$54,643 $45,448 $155,123 $131,626 
摊销--递延融资成本2,462 2,577 7,543 7,838 
债务清偿损失1,503 — 1,503 192 
资本化利息(36,029)(22,163)(99,920)(57,489)
递延利息(488)4 (135)(1,436)
利息收入(4,793)(2,956)(13,379)(7,840)
其他，净额8,142 6,886 23,644 19,426 
利息和其他融资成本，净额$25,440 $29,796 $74,379 $92,317 

截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月的资本化利息主要与Greater Tortue Ahmeyim第一阶段项目的支出有关。一旦Greater Tortue Ahmeyim第一阶段项目开发完成，我们将不再对该项目感兴趣。

8. 衍生金融工具
 
我们使用金融衍生品合约来管理大宗商品价格和利率波动的风险敞口。我们不为交易目的持有或发行衍生金融工具。
 
我们根据我们的政策和指导方针管理市场和交易对手信用风险。根据这些政策和准则，我们的管理层决定了衍生品交易的适当时间和范围。我们已根据ASC 820-公允价值计量的要求，在衍生工具合约的公允价值计量中计入了对非履行风险的估计。
 
17
目录表
石油衍生产品合约
 
下表列出了该公司未偿还石油衍生品合约的基础桶数量以及截至2023年9月30日这些合约的每桶加权平均价格。成交量和加权平均价格是扣除签订的任何抵销衍生品合约后的净额。
   每桶加权平均价格
   延迟净额   
   补价   
应付/售出
术语合同类型：索引Mbbl(应收账款)放地板天花板
2023:
十月至十二月
三向领口日期为布伦特原油1,500 $1.34 $49.17 $71.67 $107.58 
十月至十二月
双向领口日期为布伦特原油1,250 1.69 — 72.00 112.00 
2024:
1月至12月三向领口日期为布伦特原油4,000 1.31 45.00 70.00 96.25 
1 - 6月
双向领口日期为布伦特原油2,000 1.24 — 65.00 85.00 
1月至12月
双向领口日期为布伦特原油2,000 0.46 — 70.00 100.00 
__________________________________

下表分别披露本公司于2023年9月30日及2022年12月31日的衍生工具，以及截至2023年及2022年9月30日止三个月及九个月的衍生工具收益╱（亏损）：
 
  估计的公允价值
  资产负债(负债)
合同类型：资产负债表的位置9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
  (单位：万人)
未被指定为对冲工具的衍生工具：   
衍生资产：   
商品衍生品资产-流动$— $7,344 
临时石油销售应收账款：石油销售— 1,170 
商品衍生品资产-长期698 1,725 
衍生负债： 
商品衍生工具负债--流动负债(26,597)(6,773)
商品衍生品负债--长期(2,402)(778)
未被指定为对冲工具的衍生品总额 $(28,301)$2,688 

  收益/(亏损)的数额收益/(亏损)的数额
  截至三个月九个月结束
  9月30日，9月30日，
合同类型：地点收益/(亏损)2023202220232022
  (单位：万人)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
     
临时石油销售石油和天然气收入$(6,716)$(3,580)$(10,305)$(13,578)
商品衍生工具，净额(45,971)113,842 (42,162)(243,534)
未被指定为对冲工具的衍生品总额
 $(52,687)$110,262 $(52,467)$(257,112)
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目录表

衍生资产和衍生负债的抵销
 
我们的衍生工具受与交易对手订立的主要净额结算安排所规限，只有在发生违约事件时才有权抵销。截至2023年9月30日和2022年12月31日，没有发生违约事件，因此，与这些安排有关的相关总资产或总负债额在合并资产负债表中列报。

9. 公允价值计量
 
根据ASC 820-公允价值计量，公允价值计量基于市场参与者在为资产或负债定价时使用的投入，这些投入分为两类：可观测投入和不可观测投入。可观察到的投入代表从独立来源获得的市场数据，而不可观察到的投入反映了公司自己的市场假设，如果没有不适当的成本和努力就不能合理地获得可观察到的投入，则使用该假设。我们将计量公允价值时使用的投入划分为以下公允价值层次：
 
•级别1-在活跃的市场中对相同资产或负债的报价。
•第二级--活跃市场中类似资产或负债的报价，非活跃市场中相同或类似资产或负债的报价，资产或负债可观察到的报价以外的投入，以及主要通过相关性或其他方式从可观察到的市场数据中得出或得到可观察市场数据证实的投入。
•第3级-资产或负债的不可观察的输入。资产或负债计量整体所属的公允价值投入层级是根据对整个计量具有重要意义的最低水平投入确定的。

下表列出了本公司截至2023年9月30日和2022年12月31日各公允价值层级按公允价值经常性计量的资产和负债：
 计量的公允价值使用：
 中国报价：   
 活跃的房地产市场持续重要和其他意义重大 
 完全相同的资产可观察到的输入无法观察到的输入 
 (一级)(二级)(第三级)总计
 (单位：万人)
2023年9月30日    
资产：    
商品衍生品$— $698 $— $698 
临时石油销售— — — — 
负债：
商品衍生品— (28,999)— (28,999)
总计$— $(28,301)$— $(28,301)
2022年12月31日
资产：
商品衍生品$— $9,069 $— $9,069 
临时石油销售— 1,170 — 1,170 
负债：
商品衍生品— (7,551)— (7,551)
总计$— $2,688 $— $2,688 
 
现金及现金等价物和限制性现金的账面价值根据一级投入近似公允价值。由于这些工具的短期性质，联合利息账单、石油销售和其他应收账款以及应付账款和应计负债接近公允价值。我们的长期应收账款，在扣除任何信贷损失准备后，以及其他长期资产接近公允价值。这些项目的公允价值估计以第二级投入为基础。
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目录表
 
商品衍生品
 
我们的大宗商品衍生品代表原油套圈、看跌期权和看涨期权，按固定日期的布伦特或NYMEX WTI油价计算名义石油桶的期权。本公司石油衍生工具的价值乃基于(I)合约名义成交量、(Ii)有关指数的独立活跃期货价格报价、(Iii)参考信用违约互换(“CDS”)市场适用于各交易对手的经信贷调整的收益率曲线及(Iv)各自指数的波动性独立来源估计。波动率估计是由某些活跃于买卖石油期权的独立经纪商提供的，并得到了市场报价的波动率因素的证实。递延溢价计入商品衍生工具的公平市价。有关公司衍生工具的更多信息，请参阅附注8-衍生金融工具。
 
临时石油销售
 
临时石油销售衍生工具的应占价值是基于(I)销售量及(Ii)在销售合约指定的定价期内各指数的独立有效期货报价与取消日期的现货价格之间的差额。
 
债务
 
下表呈列于二零二三年九月三十日及二零二二年十二月三十一日之账面值及公平值：
 
 2023年9月30日2022年12月31日
 账面价值公允价值账面价值公允价值
 (单位：万人)
7.125高级附注百分比
$646,600 $613,444 $645,699 $558,201 
7.750高级附注百分比
396,505 370,044 395,893 335,592 
7.500高级附注百分比
446,104 403,574 445,564 361,958 
GOM定期贷款— — 145,000 145,000 
设施925,000 925,000 625,000 625,000 
总计$2,414,209 $2,312,062 $2,257,156 $2,025,751 
 
我们的账面价值7.125高级注释百分比，7.750高级附注和百分比7.500高级债券代表未偿还本金金额减去未摊销折扣。我们的公允价值7.125高级注释百分比，7.750高级附注和百分比7.500%优先票据以报价市场价格为基础，这导致了第一级公允价值计量。GoM定期贷款和贷款的账面价值接近公允价值，因为它们受短期浮动利率的约束，与我们在该期间可用的利率接近。

非经常性公允价值计量-长期资产

若干长期资产按公允价值在本公司综合资产负债表的非经常性基础上报告。该等长期资产不按公允价值持续计量，但在某些情况下须进行公允价值调整。当环境变化显示资产的账面金额可能无法收回时，我们的长期资产将被审查减值。

本公司使用ASC 820-公允价值计量中所述的收益法计算其长期资产的估计公允价值。与计算估计贴现未来现金流量相关的重要投入包括预期未来产量、定价估计、资本和运营成本、基于市场的加权平均资本成本以及适用于储备的风险调整系数。这些被归类为第3级公允价值假设。该公司利用第三方对日期为布伦特原油的行业预测的平均值，并根据位置和质量差异进行调整，来确定我们的定价假设。为了评估假设的敏感性，我们分析了对价格、生产和风险调整因素的敏感性。

在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月内，该公司不是不承认已探明的油气性质的减损，因为没有确定减损指标。如果我们经历石油价格的实质性下跌
20
目录表
如果我们对未来的预期、我们估计的未来支出大幅增加或我们的估计生产情况大幅减少，我们的长期资产可能面临减值风险。
 
10. 基于股权的薪酬
 
限售股单位
 
我们在LTIP奖励的归属期间记录了相当于基于股份支付的公允价值的基于股权的薪酬支出。我们从LTIP下授予的奖励中记录了#美元的补偿费用10.61000万美元和300万美元8.8在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月内分别为2.5亿美元和31.81000万美元和300万美元25.9在截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月中，分别为2.5亿美元。截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月的税收优惠总额为美元。1.91000万美元和300万美元1.5分别为2.5亿美元和2.8亿美元。5.61000万美元和300万美元4.4在截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月中，分别为2.5亿美元。此外，我们还记录了与基于股权的薪酬有关的净税收缺口(意外之财)零截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和(3.2)300万美元和300万美元0.7在截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月中，分别为2.5亿美元。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月内授予的奖励的公允价值为$0.21000万美元和300万美元0.5分别为2.5亿美元和2.8亿美元。44.91000万美元和300万美元21.9在截至2023年、2023年和2022年9月30日的9个月中，分别为2.5亿美元。根据长期投资协议，本公司根据服务归属准则及市场和服务归属准则组合授予受限制股票单位。基本上所有这些赠款都归属于三年。在归属后，限制性股票单位成为已发行和流通股。

2023年6月，公司股东批准了修订和重新启动的Kosmos Energy Ltd.长期激励计划，该计划批准了额外的17.0根据长期投资协议，可供发行的普通股为100万股。

下表反映了截至2023年9月30日的未偿还限制性股票单位：
 
  加权的-市场管理/市场服务加权的-
 服务权归属平均值归属平均值
 限制性股票授予日期限制性股票授予日期
 单位公允价值单位公允价值
 (单位：万人) (单位：万人) 
在2022年12月31日未偿还4,916 $4.18 12,041 $5.61 
已批准(1)2,699 7.59 3,419 12.25 
没收(%1)(214)5.46 (192)7.98 
既得(2,755)3.86 (2,949)8.22 
截至2023年9月30日的未偿还债务4,646 5.72 12,319 6.56 
__________________________________
(1)具有市场和服务归属标准组合的限制性股票单位可以在0%和200原批出单位的百分比视乎市场表现情况而定。归属于目标股份之上或之下的奖励100%导致在市场归属标准确定期间分别授予或没收额外的股份.
 
截至2023年9月30日，对未归属限制性股票单位确认的股权薪酬总额为$37.5在加权平均期内1.77好几年了。截至2023年9月30日，公司约有18.7根据LTIP仍可发行的1.8亿股。
 
对于具有市场和服务归属标准的限制性股票单位，将发行的普通股数量是通过比较公司在业绩期间的股东总回报与预定的同行公司集团的总股东回报来确定的，最多可授予200已授予的奖励的百分比。授出日期公允价值由$1.06至$12.33每个奖项。蒙特卡洛模拟模型利用多个输入变量来确定满足奖励中规定的市场条件的概率，并计算奖励的公允价值。模型中使用的预期波动率是使用我们的历史波动率和我们同行公司的历史波动率来估计的，范围为50.0%至105.0%。无风险利率以美国国库利率为基础，期限与赠款的预期寿命相称，范围为0.2%至3.7%.

21
目录表
11. 所得税

我们根据当前和预测的业务结果以及制定的税法，每季度评估我们估计的年度有效所得税税率，并将该税率应用于我们的普通收入或亏损，以计算我们估计的税收支出或收益。本公司在评估估计年度有效所得税率时，不包括法定零税率和免税司法管辖区。离散项目的税务影响在其按适用法定税率发生的期间确认。

所得税前收入由以下部分组成：
 
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2023202220232022
 (单位：万人)
美国$(13,425)$16,168 $(62,548)$77,832 
外国150,966 313,799 392,904 459,139 
所得税前收入$137,541 $329,967 $330,356 $536,971 
 
截至2023年9月30日、2023年9月30日和2022年9月的三个月，我们的有效税率为38%和33%。截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月，我们的有效税率为42%和37%。在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的三个月和九个月，我们的整体有效税率受到以下影响：

•我们之间的区别在于21%美国所得税申报税率和适用于我们的海外业务的法定所得税税率，主要是在加纳和赤道几内亚，
•司法管辖区拥有0%法定税率或免税的，
•我们在哪些司法管辖区发生亏损，并已就相应的递延税项资产计入估值免税额；以及
•其他不可扣除的费用，主要是在美国

12. 每股净收益
 
下表是净收益与用于计算基本和稀释后每股净收益的金额以及用于计算基本和稀释后每股净收益的加权平均流通股之间的对账：
 截至三个月九个月结束
 9月30日，9月30日，
 2023202220232022
(单位为千，每股数据除外)
分子：    
可分配给普通股股东的净利润$85,185 $222,254 $191,839 $340,827 
分母：
加权平均流通股数量：
基本信息460,108 455,840 459,477 455,158 
限制性股票单位(1)20,991 20,591 20,261 19,662 
稀释481,099 476,431 479,738 474,820 
每股净收益：
基本信息$0.19 $0.49 $0.42 $0.75 
稀释$0.18 $0.47 $0.40 $0.72 
__________________________________
(1)我们排除了受限制的股票单位0.2在截至2022年9月30日的三个月内0.1在截至2022年9月30日的9个月中，从稀释后每股净收入的计算中获得3.5亿欧元，因为这将是反稀释的影响。

22
目录表
13. 承付款和或有事项
 
在我们开展业务的司法管辖区内，我们不时涉及主要在正常业务过程中发生的诉讼、监管审查和行政诉讼。尽管这些事项的结果无法准确预测，但管理层相信，这些事项无论是单独的还是总体的，都不会对公司的财务状况产生实质性影响；然而，不利的结果可能会对我们在特定中期或年度的运营业绩产生重大不利影响。
 
我们承诺要钻探三开发井和一赤道几内亚的探井。我们有一美元200.2与递延销售Greater Tortue FPSO有关的其他长期负债中的1.7亿欧元FPSO合同负债。

履约义务

截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司的绩效债券和补充债券总额为美元。192.01000万美元和300万美元205.2分别与BOEM和其他第三方为某些油井的预期封堵和废弃成本以及我们美国墨西哥湾油田某些设施的拆除而规定的保证金要求有关。


14. 其他财务信息
 
应计负债
 
应计负债包括以下内容：
 9月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
 (单位：万人)
应计负债：  
勘探、开发、生产$131,208 $80,598 
应付收入25,077 26,087 
流动资产报废债务10,884 1,732 
一般和行政费用26,719 32,069 
利息47,383 44,740 
所得税91,023 127,183 
所得税以外的其他税种1,225 1,524 
衍生品1,372 6,440 
其他3,899 4,833 
 $338,790 $325,206 

23
目录表
资产报废债务
 
下表汇总了截至2023年9月30日的九个月内公司资产报废债务的变化：
 9月30日，
2023
 (单位：万人)
资产报废和债务： 
开始资产报废债务$302,534 
期内产生的负债10,015 
期内结清的负债(3,504)
订正估计的退休债务10,340 
吸积费用21,601 
终止资产报废债务$340,986 


其他费用，净额
 
期间发生的其他费用净额包括：
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2023202220232022
 (单位：千)
(收益)存货处置损失$2,412 $(821)$5,351 $(536)
资产报废损失债务负债结算4,733 — 4,848 620 
其他，净额3,910 603 7,665 (1,404)
其他费用，净额$11,055 $(218)$17,864 $(1,320)
 
24
目录表
15. 业务细分信息

Kokaran从事单一业务，即石油和天然气的勘探、开发和生产。于二零二三年九月三十日，本公司于 四地理报告部分：加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚/塞内加尔和美国墨西哥湾。为了评估报告部门的业绩，首席运营决策者审查资本支出。根据本公司的定义，资本支出可能无法与其他公司使用的类似名称的衡量标准相比较，应与我们的综合财务报表及其附注一起考虑。每个领域的财务信息如下：
加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾公司和其他淘汰总计
(单位：千)
截至2023年9月30日的三个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入$348,366 $75,014 $— $102,968 $— $— $526,348 
其他收入，净额— — — 746 80,826 (81,374)198 
总收入和其他收入348,366 75,014 — 103,714 80,826 (81,374)526,546 
成本和支出：
石油和天然气生产90,737 24,700 — 23,345 — — 138,782 
勘探费(58)2,931 3,698 1,913 1,806 — 10,290 
一般和行政2,475 1,209 2,543 3,291 51,018 (35,416)25,120 
损耗、折旧和摊销77,688 14,654 297 38,948 760 — 132,347 
利息和其他融资成本，净额(1)14,368 (752)(31,438)3,540 39,722 — 25,440 
衍生工具，净额— — — — 45,971 — 45,971 
其他费用，净额42,466 3,449 3,337 5,414 2,347 (45,958)11,055 
总成本和费用227,676 46,191 (21,563)76,451 141,624 (81,374)389,005 
所得税前收入(亏损)120,690 28,823 21,563 27,263 (60,798)— 137,541 
所得税费用42,614 12,477 — 54 (2,789)— 52,356 
净收益(亏损)$78,076 $16,346 $21,563 $27,209 $(58,009)$— $85,185 
综合资本支出，净额$53,039 $15,821 $42,079 $76,895 $4,716 $— $192,550 
25
目录表
加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾公司和其他淘汰总计
(单位：千)
截至2023年9月30日的9个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入$728,465 $179,643 $— $285,735 $— $— $1,193,843 
其他收入，净额(425)10 — 2,832 151,740 (154,272)(115)
总收入和其他收入728,040 179,653 — 288,567 151,740 (154,272)1,193,728 
成本和支出：
石油和天然气生产141,973 68,623 — 75,701 — — 286,297 
勘探费579 7,013 11,917 9,089 4,707 — 33,305 
一般和行政9,921 3,871 7,346 13,099 155,617 (112,123)77,731 
损耗、折旧和摊销177,796 36,737 699 114,912 1,490 — 331,634 
利息和其他融资成本，净额(1)42,535 (2,138)(87,087)9,632 111,437 — 74,379 
衍生工具，净额— — — — 42,162 — 42,162 
其他费用，净额38,811 3,402 6,058 8,215 3,527 (42,149)17,864 
总成本和费用411,615 117,508 (61,067)230,648 318,940 (154,272)863,372 
所得税前收入(亏损)316,425 62,145 61,067 57,919 (167,200)— 330,356 
所得税费用112,478 25,837 — 1,119 (917)— 138,517 
净收益(亏损)$203,947 $36,308 $61,067 $56,800 $(166,283)$— $191,839 
综合资本支出，净额$202,517 $40,777 $191,830 $125,215 $8,288 $— $568,627 
截至2023年9月30日
财产和设备，净额$1,243,655 $402,999 $1,672,423 $842,715 $18,177 $— $4,179,969 
总资产$3,320,522 $1,738,886 $2,507,496 $3,934,860 $21,048,238 $(27,580,601)$4,969,401 
______________________________________
(1)利息支出是根据实际的第三方和公司间债务协议记录的。资本化利息记录在资产所在的业务单位上。
26
目录表
加纳(2)赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔
美国墨西哥湾(3)
公司和其他淘汰总计
(单位：千)
截至2022年9月30日的三个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入$296,980 $42,473 $— $116,603 $— $— $456,056 
其他收入，净额1 — — 698 (82,537)81,886 48 
总收入和其他收入296,981 42,473 — 117,301 (82,537)81,886 456,104 
成本和支出：
石油和天然气生产23,911 11,921 — 26,540 — — 62,372 
设施保险改装，净额494 — — — — — 494 
勘探费9,459 1,071 2,182 2,674 1,829 — 17,215 
一般和行政3,967 1,991 2,624 2,804 44,577 (31,956)24,007 
损耗、折旧和摊销65,288 7,741 143 32,701 440 — 106,313 
利息和其他融资成本，净额(1)16,922 (595)(18,402)2,785 29,086 — 29,796 
衍生工具，净额— — — — (113,842)— (113,842)
其他费用，净额(101,457)(6,464)145 (6,317)33 113,842 (218)
总成本和费用18,584 15,665 (13,308)61,187 (37,877)81,886 126,137 
所得税前收入(亏损)278,397 26,808 13,308 56,114 (44,660)— 329,967 
所得税费用98,413 7,371 — (275)2,204 — 107,713 
净收益(亏损)$179,984 $19,437 $13,308 $56,389 $(46,864)$— $222,254 
综合资本支出，净额$40,871 $2,435 $114,339 $43,612 $1,834 $— $203,091 
27
目录表
加纳(2)赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾(3)公司和其他淘汰总计
(单位：千)
截至2022年9月30日的9个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入$1,032,551 $261,442 $— $441,446 $— $— $1,735,439 
出售资产的收益— — — 471 — — 471 
其他收入，净额1 — — 1,726 340,768 (342,352)143 
总收入和其他收入1,032,552 261,442 — 443,643 340,768 (342,352)1,736,053 
成本和支出：
石油和天然气生产137,030 60,384 — 79,850 — — 277,264 
设施保险改装，净额7,246 — — — — — 7,246 
勘探费11,433 4,047 80,271 19,770 3,135 — 118,656 
一般和行政11,379 5,008 6,890 11,181 138,783 (98,817)74,424 
损耗、折旧和摊销229,074 40,729 257 115,648 1,253 — 386,961 
利息和其他融资成本，净额(1)46,208 (1,682)(46,903)8,244 86,450 — 92,317 
衍生工具，净额— — — — 243,534 — 243,534 
其他费用，净额215,340 17,553 (1,200)11,355 (834)(243,534)(1,320)
总成本和费用657,710 126,039 39,315 246,048 472,321 (342,351)1,199,082 
所得税前收入(亏损)374,842 135,403 (39,315)197,595 (131,553)(1)536,971 
所得税费用133,193 55,420 — 2,828 4,703 — 196,144 
净收益(亏损)$241,649 $79,983 $(39,315)$194,767 $(136,256)$(1)$340,827 
综合资本支出，净额$32,814 $26,732 $261,755 $107,856 $4,545 $— $433,702 
截至2022年9月30日
财产和设备，净额$1,627,871 $385,442 $1,225,991 $881,990 $17,373 $— $4,138,667 
总资产$3,211,263 $1,130,390 $1,727,997 $3,649,195 $18,987,516 $(23,784,949)$4,921,412 
______________________________________
(1)利息支出是根据实际的第三方和公司间债务协议记录的。资本化利息记录在资产所在的业务单位上。
(2)包括与Tullow在2022年3月17日Tullow抢先交易完成日期之前抢占的利息相关的活动。此外，现金对价为$118.2100万美元包括在截至2022年9月30日的9个月的综合资本支出减少额中。
(3)包括与我们自2022年6月9日(收购日期)起收购科迪亚克油田额外权益有关的活动。此外，支付的现金代价为#美元。29.0100万美元包括在截至2022年9月30日的三个月和九个月的综合资本支出中。
28
目录表
截至9月30日的9个月，
20232022
(单位：千)
综合资本支出：
现金流量表--投资活动合并报表：
石油和天然气资产$611,914 $543,349 
石油和天然气属性的获取— 21,205 
出售资产所得收益— (118,703)
调整：
资本应计项目的变动25,441 1,511 
勘探费用，不包括未成功油井成本和租赁减值(1)31,061 35,570 
资本化利息(99,920)(57,489)
其他131 8,259 
合并资本支出总额，净额$568,627 $433,702 
______________________________________
(1)未成功的油井成本和租赁减值在发生时计入石油和天然气资产。



第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
以下讨论和分析应与我们的综合财务报表及其附注和我们截至2022年12月31日的年度财务报表一起阅读，这些报表包括在我们的年度报告Form 10-K中，以及该年度报告中包含的管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析部分。以下讨论中使用但未作定义的任何术语与年度报告中赋予它们的含义相同。我们的讨论和分析包括涉及风险和不确定因素的前瞻性陈述，阅读时应与本报告第1A项下的“风险因素”和年度报告中的“风险因素”一并阅读，并在本节末尾加上“前瞻性信息”，以了解可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述大不相同的风险和不确定因素。
 
概述
 
我们是一家全周期、深水、独立的油气勘探和生产公司，专注于大西洋近海边缘地区。我们的主要资产包括加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾的海上生产，以及毛里塔尼亚和塞内加尔近海的世界级天然气项目。我们还在赤道几内亚和美国墨西哥湾开展了一个经过验证的盆地勘探项目。

在全球范围内，俄罗斯在乌克兰的战争、潜在的经济衰退、新冠肺炎和其他不同的宏观经济状况影响了石油和天然气的供求，这也导致石油和天然气价格的显著波动，并可能对公司未来的业务产生重大影响。公司的收入、收益、现金流、资本投资、债务能力以及最终的未来增长率都高度依赖于这些大宗商品的价格。

最新发展动态

公司

2023年9月15日，公司使用手头现金偿还了GoM定期贷款的剩余未偿还本金1.375亿美元外加应计利息，构成全额付款。GoM定期贷款随后根据GoM定期贷款终止，并受GoM定期贷款条款的约束。

29
目录表
2023年9月29日，本公司对融资机制进行了修订，将Kosmos Energy加纳投资公司和Kosmos Energy加纳控股有限公司作为义务人加入融资机制。因此，在计算贷款基础金额时，现在将2021年10月收购Anadarko WCTP时获得的Jubilee和10项额外权益计入其中。

2023年10月19日，公司修改了该安排，修改了摊销时间表，将还款分期从7期减少到6期，第一期还款定于2024年10月1日，而不是2024年3月31日。最终到期日或最终还款日期没有变化。

加纳
 
2023年第三季度，加纳的平均日产量约为12.8万桶/日(净额为43,600桶/日)。

Jubilee开发钻探活动在2023年第三季度继续推进，该季度使Jubilee主田的一口生产井上线，并于2023年7月成功启动了Jubilee东南项目，两家生产商上线。Jubilee合作伙伴关系于2023年第四季度初将油田的另外两口注水井投入使用，并加快了Jubilee主油田的另一口生产井和与Jubilee东南相关的另一口注水井的钻探工作，一直持续到2023年第四季度。

关于2009年批准Jubilee第一期吊舱，Jubilee油田合作伙伴同意向加纳政府免费提供Jubilee油田一期开发项目生产的第一批200bcf天然气。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴履行了这一承诺，向加纳政府提供了200 Bcf天然气。从2018年到2022年，前200个Bcf天然气中约有19个Bcf从十个气田被取代，以保持加纳国内电力用途向岸上输送的一致气量。从2023年1月1日开始，约19Bcf的Jubilee气体(恢复原来的10 Bcf数量)已根据标签GSA的条款以每MMBtu 0.50美元的价格出售给加纳。Jubilee合作伙伴已达成一项临时协议，以每MMBtu 2.90美元的价格向加纳政府出售Jubilee气田天然气，直至2023年11月，超过Jubilee气田的19 bcf，同时合作伙伴继续与加纳政府就涵盖Jubilee气田和10气田的长期未来天然气销售协议进行讨论。2023年第二季度，该运营商向加纳政府提交了经修订的TEN开发计划草案，以及涵盖Jubilee和Ten油田未来天然气销售的天然气销售协议的条款单。如果经修订的十年发展计划得不到批准或推迟，可能会导致投资和发展活动减少或推迟十年。

美国墨西哥湾

2023年第三季度，美国墨西哥湾的平均日产量约为15,700桶(约82%是石油)。

位于密西西比峡谷的科迪亚克#3加密井于2021年4月上线。经验丰富的生产问题，并被关闭。2022年3月，该公司开始封堵和旁路原来的科迪亚克#3加密井。科迪亚克-3st油井于2022年9月初投入使用。油井业绩和初步产量符合预期，但油井生产率在2022年第三季度末有所下降。修复计划已经制定，鉴于今年油井的表现好于预期，预计将在2024年年中左右开始。

临冬城开发项目在2023年第三季度继续取得进展。根据油田开发计划，第一阶段开发的三口油井于2023年第三季度开始钻探和完成，项目的第一批生产预计在2024年第一季度末左右。第一口井有
30
目录表
已完成钻探和完工。东道主设施生产处理协议和中游出口协议预计将于2023年底完成。

截至2023年第三季度末，Odd作业现场潜水泵安装项目约完成67%，预计2024年年中上线。该项目预计将延长奇数工作油田的寿命并增加储量。

2023年7月，Kosmos勘探出了由Tiberius基础设施主导的勘探前景，该勘探前景位于外Wilcox Play中基斯利峡谷(33%的工作权益)的964号区块。2023年10月，我们宣布该油井在Wilcox的主要目标中遇到了大约75米(250英尺)的净石油收入。我们现在正在进行岩石和流体分析，以确认该油气藏的生产潜力，并与合作伙伴合作，为这一发现提供海底开发方案。
赤道几内亚
    
2023年第三季度，赤道几内亚的平均总产量约为25,400 Bopd(净值为8,900 Bopd)。

Ceiba油田和Okume复杂钻井平台活动预计不久将于2023年第四季度开始。该行动计划包括两口生产井修井，随后在S区块钻探三口充填生产井和一口ILX井(Akeng Deep)。

毛里塔尼亚和塞内加尔

大Tortue Ahmeyim单位

在Greater Tortue Ahmeyim上，取得了以下里程碑：

•钻井：今年早些时候，运营商成功地钻探并完成了所有四口井，预期产能显著高于第一批天然气的需求。

•枢纽航站楼：建设工作已完成，2023年8月完成交接运营。

•海底：由于先前宣布的海底工作流程延迟，在完成安装内场输油管和海底结构的修订计划方面取得了重大进展。修订后的计划预计将在本季度晚些时候与新的承包商一起开始工作。

•FLNG：施工和机械完工工作正在完成，预调试工作正在进行中。这艘船预计将于本季度晚些时候启航，明年初到达现场，届时连接工作预计将开始。

•浮式生产储油船：目前正在前往毛里塔尼亚/塞内加尔的途中，预计将于2024年第一季度到达现场。

大Tortue Ahmeyim项目一期工程第一个天然气的关键路径现在是通过FPSO的到达、连接和调试。2024年第一季度第一批天然气的交付取决于这一工作流程的执行情况，这一工作流程有可能滑入2024年第二季度。

Yakaar和Teranga发现

Yakaar和Teranga的发现继续作为联合开发进行分析。在2023年期间，我们继续推进评估研究，不断完善概念设计，并向合作伙伴建议将卡亚尔近海Proond区块的Yakaar和Teranga发现作为商业联合开发项目。Petrosen同意了这一提议，但BP未能就拟议的联合开发的重要条款达成一致。2023年11月2日，BP决定不再继续Yakaar和Teranga发现的进一步开发活动。根据卡亚尔近海油气区块勘探和生产共享合同(“合同”)和相关的联合经营协议(“联合经营协议”)的规定，BP现已选择永久放弃根据合同和联合经营协议参与Yakaar和Teranga发现开发的权利。根据《联合协议》的规定，Kosmos根据合同和《联合协议》承担了BP的参与权益，并已成为Cayar Offshore Proond区块的运营商，但仍需获得政府的惯常批准。Cayar Offshore Proond区块的参与权益现为：
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目录表
Kosmos拥有90%的股权，Petrosen拥有10%的股权，但仍需获得政府的惯常批准，Petrosen有权在最终投资决定和发出开采授权后将其参与权益增加至最高35%。

经营成果
 
我们的所有结果，如下表所示，代表了加纳、美国墨西哥湾和赤道几内亚的业务。截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的三个月和九个月的部分经营业绩和统计数据包括在下表中：
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2023202220232022
 (单位：万人，单位：每千份数据中的每千份除外)
销售量： 
石油(MBbl)5,956 4,458 14,448 16,028 
天然气(MMcf)4,046 859 9,582 3,115 
NGL(MBbl)97 84 299 330 
总计(MBOE)6,727 4,685 16,344 16,877 
总计(Boepd)73,123 50,926 59,868 61,821 
收入： 
石油销售$511,735 $444,491 $1,166,983 $1,699,167 
天然气销售13,080 8,595 20,514 23,802 
NGL销售1,533 2,970 6,346 12,470 
石油和天然气总收入$526,348 $456,056 $1,193,843 $1,735,439 
每桶石油平均销售价格$85.92 $99.71 $80.77 $106.01 
每立方米天然气平均销售价格3.23 10.01 2.14 7.64 
每桶NGL平均销售价格15.80 35.36 21.22 37.79 
每桶平均销售总价78.24 97.34 73.04 102.83 
成本： 
石油和天然气生产，不包括修井$136,556 $58,811 $278,373 $268,154 
石油和天然气生产、修井2,226 3,561 7,924 9,110 
石油和天然气生产总成本$138,782 $62,372 $286,297 $277,264 
损耗、折旧和摊销$132,347 $106,313 $331,634 $386,961 
每桶的平均成本： 
石油和天然气生产，不包括修井$20.30 $12.55 $17.03 $15.89 
石油和天然气生产、修井0.33 0.76 0.48 0.54 
石油和天然气生产总成本20.63 13.31 17.51 16.43 
损耗、折旧和摊销19.67 22.69 20.29 22.93 
总计$40.30 $36.00 $37.80 $39.36 




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目录表
下表显示截至2023年9月30日，正在钻探或处于积极完井阶段的油井数量，以及暂停或等待完井的油井数量：
 
 积极开展钻探工作富国银行被停职。
 正在完成等待工程竣工
 探索发展探索发展
 毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络
加纳        
延禧单位— — 1 0.39 — — 3 1.16 
十— — — — — — 5 1.02 
赤道几内亚
S座— — — — 1 0.34 — — 
奥库姆— — — — — — 1 0.40 
美国墨西哥湾
Marmalard
1 0.11 
临冬城— — 1 0.25 — — 1 0.25 
提比略
1 0.33 — — — — — — 
毛里塔尼亚/塞内加尔        
毛里塔尼亚BirAllah区块— — — — 2 0.56 — — 
大Tortue Ahmeyim单位— — — — 1 0.27 — — 
塞内加尔卡亚尔·普罗旺德— — — — 3 0.90 — — 
总计1 0.33 3 0.75 7 2.07 10 2.83 

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目录表

下文对业务结果的讨论和各时期的比较分析了我们的历史结果。以下讨论可能不代表未来的结果。
 
截至2023年9月30日的三个月与截至2022年9月30日的三个月
 
 截至三个月 
 9月30日，增加
 20232022(减少)
 (单位：万人)
收入和其他收入：   
石油和天然气收入$526,348 $456,056 $70,292 
其他收入，净额198 48 150 
总收入和其他收入526,546 456,104 70,442 
成本和支出：   
石油和天然气生产138,782 62,372 76,410 
设施保险改装，净额— 494 (494)
勘探费10,290 17,215 (6,925)
一般和行政25,120 24,007 1,113 
损耗、折旧和摊销132,347 106,313 26,034 
利息和其他融资成本，净额25,440 29,796 (4,356)
衍生工具，净额45,971 (113,842)159,813 
其他费用，净额11,055 (218)11,273 
总成本和费用389,005 126,137 262,868 
所得税前收入137,541 329,967 (192,426)
所得税费用52,356 107,713 (55,357)
净收入$85,185 $222,254 $(137,069)
 
石油和天然气收入。*截至2023年9月30日的三个月，石油和天然气收入比截至2022年9月30日的三个月增加7,030万美元，主要是由于我们的国际油价上涨的时机抵消了平均油价下降导致的销售量增加。在截至2023年9月30日的三个月里，我们以每桶78.24美元的平均实现价格出售了6,727 MBOe，在截至2022年9月30日的三个月里，我们以每桶97.34美元的平均实现价格出售了4,685 MBOE。

石油和天然气生产。*截至2023年9月30日的三个月，石油和天然气生产成本比截至2022年9月30日的三个月增加7640万美元，主要是由于我们的国际提油时机导致销售量增加，以及我们加纳业务部门的油田生产组合导致每桶生产成本上升。

勘探费。与截至2022年9月30日的三个月相比，截至2023年9月30日的三个月的勘探费用减少了690万美元，这主要是由于截至2022年9月30日的三个月与两口废弃的Ntomme台阶井有关的勘探费用约为930万美元所致。

损耗、折旧和摊销。在截至2023年9月30日的三个月中，公司的损耗、折旧和摊销比截至2022年9月30日的三个月增加了2600万美元，这主要是由于该季度的销售量增加。

衍生品，净额。*在截至2023年、2023年和2022年9月30日的三个月中，我们的未平仓对冲头寸分别录得4,600万美元的亏损和113.8美元的收益。所记录的数额是由于远期石油价格曲线在各自期间发生变化所致。

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目录表
所得税支出(福利)。在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的三个月里，我们的有效税率的变化是由哪个税收管辖区推动的，我们的所得税前收入是由哪个税收管辖区产生的。我们开展业务的司法管辖区的法定税率从0%到35%不等。

截至2023年9月30日的9个月与截至2022年9月30日的9个月
 
 九个月结束 
 9月30日，增加
 20232022(减少)
 (单位：万人)
收入和其他收入：   
石油和天然气收入$1,193,843 $1,735,439 $(541,596)
出售资产的收益— 471 (471)
其他收入，净额(115)143 (258)
总收入和其他收入1,193,728 1,736,053 (542,325)
成本和支出：   
石油和天然气生产286,297 277,264 9,033 
设施保险改装，净额— 7,246 (7,246)
勘探费33,305 118,656 (85,351)
一般和行政77,731 74,424 3,307 
损耗、折旧和摊销331,634 386,961 (55,327)
利息和其他融资成本，净额74,379 92,317 (17,938)
衍生工具，净额42,162 243,534 (201,372)
其他费用，净额17,864 (1,320)19,184 
总成本和费用863,372 1,199,082 (335,710)
所得税前收入330,356 536,971 (206,615)
所得税费用138,517 196,144 (57,627)
净收入$191,839 $340,827 $(148,988)

石油和天然气收入。*截至2023年9月30日的9个月，石油和天然气收入比截至2022年9月30日的9个月减少5.416亿美元，主要原因是截至2023年9月30日的9个月平均油价下降。在截至2023年9月30日的9个月中，我们以每桶相当于73.04美元的平均实现价格出售了16,344 MBOe，在截至2022年9月30日的9个月中，我们以每桶相当于102.83美元的平均实现价格出售了16,877 MBOE。
 
石油和天然气生产。*在截至2023年9月30日的9个月中，石油和天然气生产成本比截至2022年9月30日的9个月增加了900万美元，这主要是由于我们加纳业务部门每桶的生产成本上升。
 
勘探费。在截至2023年9月30日的9个月中，勘探费用与截至2022年9月30日的9个月相比减少了8,540万美元。于截至2022年9月30日止九个月内，与毛里塔尼亚近海C8区块许可证下BirAllah及Orca发现有关的先前资本化成本6,420万美元于C8区块探矿期届满时被注销为勘探费用，而与两口废弃的Ntomme逐步出油井有关的成本约为1,090万美元。
 
损耗、折旧和摊销。与截至2022年9月30日的九个月相比，在截至2023年9月30日的九个月中，我们的损耗、折旧和摊销减少了5530万美元，这主要是由于我们的十个油田的成本基础较低，导致我们加纳业务部门的每BOE的损耗成本较低，这是由于截至2022年12月31日的年度在十个油田确认的减值费用。

利息和其他融资成本，净额。扣除利息和其他融资成本，与截至2022年9月30日的9个月相比，截至2023年9月30日的9个月净减少1790万美元，主要原因是
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目录表
与Greater Tortue Ahmeyim项目相关的资本化利息增加，部分被与较高利率相关的利息支出增加所抵消。

衍生品，净额。*在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月中，我们的未平仓对冲头寸分别录得4220万美元和2.435亿美元的亏损。所录得的变化是由于石油价格远期曲线在各自期间的变化所致。
 
所得税支出(福利)。在截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月里，我们的有效税率的变化是由哪个税收管辖区推动的，我们的所得税前收入是由哪个税收管辖区产生的。我们开展业务的司法管辖区的法定税率从0%到35%不等。

流动性与资本资源
 
作为一家全周期勘探和生产公司，我们正在积极参与预测和满足与我们的战略相关的资金需求的持续过程。我们历来通过经营活动产生的现金流满足我们的资金需求，并通过发行股权和债务以及合作伙伴载体获得额外资金。

油价在历史上一直不稳定，油价的大幅下跌可能会对我们产生足够的运营现金流以满足我们的资金需求的能力产生负面影响。这种波动还可能导致未来油价的大幅波动，这可能会影响我们遵守金融契约的能力。为了部分缓解这种价格波动，我们维持积极的对冲计划，并定期审查我们的资本支出计划。我们的投资决策是基于长期大宗商品价格，基于我们项目和发展计划的性质。目前的大宗商品价格，再加上我们的对冲计划和我们目前的流动性状况，支持我们2023年的剩余资本计划。

因此，我们2023年的资本预算基于我们在加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾的开采和生产计划、我们在美国墨西哥湾和赤道几内亚以基础设施为主导的勘探和评估计划，以及我们在美国墨西哥湾、毛里塔尼亚和塞内加尔的评估和开发活动。

除其他因素外，我们未来的财务状况和流动性可能受到以下因素的影响：我们的开采、勘探和评估钻井计划的成功；我们发现的商业上可行的石油和天然气发现的数量以及发现的石油和天然气的数量；我们将这些发现投入生产的速度；我们石油和天然气生产设施的可靠性；我们持续出口石油和天然气的能力；我们获得和维持合作伙伴的能力及其与资本计划的一致性；我们石油和天然气资产的开采、勘探、评估和开发的实际成本；以及我们保单下的任何索赔的承保范围。

截至2023年9月30日，该贷款机制下的借款总额为9.25亿美元，该贷款机制下的未支取可用资金为2.201亿美元。2023年10月，在2023年秋季重新确定期间，本公司的贷款辛迪加批准了12.5亿美元的借款基础能力，使未提取的可用资金增加了约104.9亿美元。截至2023年9月30日，在企业革命者计划下没有未偿还的借款，未提取的可用资金为2.5亿美元。
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目录表
现金的来源和用途
 
下表列出了截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的9个月我们的现金和现金等价物以及限制性现金的来源和用途：
 
 九个月结束
 9月30日，
 20232022
 (单位：千)
现金、现金等价物和限制性现金的来源：  
经营活动提供的净现金$471,394 $863,236 
长期债务项下的借款300,000 — 
出售资产所得收益— 118,703 
 771,394 981,939 
现金、现金等价物和限制性现金的使用：  
石油和天然气资产611,914 543,349 
石油和天然气属性的获取— 21,205 
来自合伙人的应收票据46,632 28,188 
偿还长期债务145,000 322,500 
对限制性股票单位的预提税款11,811 2,753 
分红166 655 
递延融资成本534 6,288 
 816,057 924,938 
增加(减少)现金、现金等价物和限制性现金$(44,663)$57,001 
 
经营活动提供的净现金。截至2023年9月30日的9个月，经营活动提供的现金净额为471.4美元，而截至2022年9月30日的9个月，经营活动提供的现金净额为863.2美元。与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月经营活动提供的现金减少，主要是由于截至2023年9月30日的9个月的平均油价下降。
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目录表

下表显示了我们截至2023年9月30日和2022年12月31日的流动性和财务状况：
 
 2023年9月30日2022年12月31日
 (单位：万人)
贷款机制下的借款$925,000 $625,000 
7.125厘高级债券650,000 650,000 
7.750厘高级债券400,000 400,000 
7.500厘高级债券450,000 450,000 
GOM定期贷款— 145,000 
长期债务总额2,425,000 2,270,000 
现金和现金等价物138,742 183,405 
受限现金总额3,416 3,416 
净债务$2,282,842 $2,083,179 
 
设施下的可用性$220,083 $618,034 
企业变革下的可用性$250,000 $250,000 
可用借款加上现金和现金等价物$608,825 $1,051,439 
资本支出和投资

我们预计会产生资本成本，因为我们：

·中国将在加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾钻探额外的加密井，并执行开采和生产活动；

·合作伙伴将在加纳、美国墨西哥湾、毛里塔尼亚和塞内加尔开展评估和发展活动；以及

·投资者将在美国墨西哥湾和赤道几内亚开展以基础设施为主导的勘探和评估工作。

我们在为我们未来的活动编制预算时依赖于一些假设。这些因素包括我们计划钻探的油井数量、我们在前景中的参与、支付和附带权益，包括不成比例的付款金额、开发或参与开发前景所涉及的成本、第三方项目的时间安排、是否有合适的设备和合格的人员，以及我们的运营现金流。我们还评估潜在的公司和资产收购机会，以支持和扩大我们的资产组合，这可能会影响我们的预算假设。这些假设固有地受到重大商业、政治、经济、监管、健康、环境和竞争不确定性、意外事件和风险的影响，所有这些都是难以预测的，其中许多是我们无法控制的。如果市场状况恶化，或者我们的一个或多个假设被证明是错误的，或者如果我们选择以比我们目前预期更快的速度扩大我们的收购、勘探、评估、开发努力或任何其他活动，我们可能需要更快地筹集额外资金。如果筹集资金的条件有利，我们可以决定在需要之前筹集更多的资金。我们可能寻求出售资产、股权或债务证券，或获得额外的银行信贷安排。出售股权证券可能会对我们的股东造成稀释。额外的债务可能会导致固定债务的增加和额外的契约，从而限制我们的业务。

2023年资本计划
我们估计，在截至2023年12月31日的一年中，我们将花费约8亿美元的资本，不包括年内对石油和天然气资产的任何收购或剥离。这份非经常开支预算包括：
•大约3.25亿美元用于加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾资产的维护活动，包括加密开发钻探和完整性支出；

•大约4亿美元，用于开发加纳的Jubilee东南，毛里塔尼亚和塞内加尔的Greater Tortue Ahmeyim第一阶段，以及美国墨西哥湾的临冬城；

38
目录表
•大约7500万美元用于推进我们在美国墨西哥湾和赤道几内亚的基础设施主导的勘探和评估项目，以及我们在毛里塔尼亚和塞内加尔的更大天然气资源的评估计划，包括Greater Tortue Ahmeyim、BirAllah和Yakaar-Teranga的第二阶段。

我们将花费的最终资本数额可能会根据市场状况以及我们的开采和钻井结果的成功等因素而大幅波动。除其他因素外，我们未来的财务状况和流动性将受到以下因素的影响：我们的石油生产水平和从石油销售中获得的价格；我们有效对冲未来产量的能力；我们多方面的基础设施主导的勘探和评估钻探计划的成功；已发现的商业上可行的石油和天然气发现的数量以及已发现的石油和天然气的数量；我们将这些发现转化为生产的速度；我们的合作伙伴与资本计划的一致性；我们的石油和天然气资产的开采、勘探、评估和开发的实际成本；以及我们保单下的任何索赔的承保范围。
重要的资本来源
 
设施
 
该基金支持我们的石油和天然气勘探、评估和开发计划以及企业活动。根据该机制可借入的资金数额，也称为借款基准额，每年3月和9月确定。截至2023年9月30日，该贷款机制下的借款总额为925.0美元，该贷款机制下的未提取可用资金为220.1美元。2023年10月，在2023年秋季重新确定期间，本公司的贷款辛迪加批准了12.5亿美元的借款基础能力，使未提取的可用资金增加了约1.049亿美元。借款基数是根据现金流量净值和相关资本支出减去一定百分比后的净现值，以及公司在加纳和赤道几内亚的生产资产中某些资产储备和/或资源的应占值之和计算的

2022年11月23日，公司修订了该安排，将利率基准从LIBOR更新为定期SOFR，自2023年4月19日起生效。2023年9月29日，本公司对融资机制进行了修订，将Kosmos Energy加纳投资公司和Kosmos Energy加纳控股有限公司作为义务人加入融资机制。因此，在计算贷款基础金额时，现在包括了在2021年10月收购Anadarko WCTP时获得的Jubilee和10项额外权益，自2023年10月1日起生效。2023年10月19日，公司修改了该安排，修改了摊销时间表，将还款分期从7期减少到6期，第一期还款定于2024年10月1日，而不是2024年3月31日。最终到期日或最终还款日期没有变化。

该融资机制提供循环信贷和信用证融资。循环信贷安排的可用期在最终到期日前一个月到期。信用证融资在最终到期日到期。可用贷款金额受到借款基数的限制，从2024年10月1日开始，未偿还借款将受到摊销时间表的限制。该基金的最终到期日为2027年3月31日。截至2023年9月30日，我们没有在该机制下签发信用证。我们有权取消修订和重述贷款机制下所有未提取的承诺。

如果该贷款机制下存在违约事件，贷款人可以加速到期并行使其他权利和补救措施，包括强制执行根据该贷款机制授予的某些资产的担保。截至2023年9月30日(最近一次评估日期)，我们遵守了该机制所载的财务契约。该机制包含惯常的交叉违约条款。
39
目录表
企业改革者

公司转盘可用于一般公司用途以及石油和天然气勘探、评估和开发项目。*2022年11月23日，公司修订了公司转盘，将利率基准从复合SOFR更新为定期SOFR。截至2023年9月30日，公司革命者下没有未偿还借款，未提取可用资金为2.5亿美元，到期日为2024年12月31日。

可用金额不受借款基数的限制。我们有权取消《企业改革法案》下所有未提取的承诺。本公司须以出售若干附属公司或出售若干资产的方式，偿还根据《企业改革条例》到期的若干款项。如果公司革命者存在违约事件，贷款人可以加速到期并行使其他权利和补救措施，包括强制执行根据公司革命者授予的对我们持有的某些资产的担保。

截至2023年9月30日(最近的评估日期)，我们遵守了公司革命者中包含的财务契约。公司革命者包含惯常的交叉违约条款。

美国和许多外国经济体继续经历着由不同宏观经济状况驱动的不确定性。尽管其中一些经济体显示出改善的迹象，但宏观经济复苏仍然不均衡。宏观经济环境和相关的全球经济状况的不确定性导致信贷、股票和外汇市场，包括欧洲主权债务市场和其他各种市场的剧烈波动。如果我们的融资机制或公司革命者中的任何一家金融机构无法履行其承诺，我们的流动性可能会受到影响。我们积极监控所有参与我们的融资和企业改革的金融机构。没有一家金融机构向我们表示，它们可能无法履行承诺。此外，我们定期审查我们的银行和融资关系，考虑机构的稳定性和关系的其他方面。根据我们的监测活动，我们目前相信我们的银行将能够履行其承诺。

高级附注

我们有三个系列的未偿还优先票据，我们统称为“高级票据”。我们的7.125厘优先债券将於2026年4月4日到期，利率为7.125的优先债券将於每年4月4日及10月4日到期。我们的7.500厘优先债券将於2028年3月1日到期，利率为7.500的优先债券将於每年3月1日及9月1日到期。我们的7.750厘优先债券将於2027年5月1日到期，而7.750厘的高级债券将於每年5月1日及11月1日到期。

优先票据是Kosmos Energy Ltd.的优先无抵押债务，与其所有现有及未来的优先债务(包括公司转盘下的所有借款)享有同等的偿付权，而相对于其所有现有及未来的有担保债务(包括该机制下的所有借款)，优先票据的偿付权实际上排名较低。优先票据由拥有公司在美国墨西哥湾资产和在收购Anadarko WCTP中获得的权益的某些子公司在优先无担保的基础上共同和各自担保，并由在我们的贷款下借款或担保的实体在从属的无担保的基础上担保。

GOM定期贷款

2020年9月，本公司签订了一项为期五年的200.0美元优先担保定期贷款信贷协议，以本公司在美国墨西哥湾的资产为抵押，扣除费用和其他费用后，净收益为197.7美元。2023年9月15日，公司使用手头现金偿还了剩余的未偿还本金137.5,000,000美元加上应计利息，构成全额付款。GoM定期贷款随后根据GoM定期贷款终止，并受GoM定期贷款条款的约束。

40
目录表
合同义务
 
下表按期间汇总了截至2023年9月30日我们估计的合同义务的到期付款，以及在当前合同条款和市场条件下预计将就融资和公司转轨支付的加权平均利率，以及该工具的估计公允价值。加权平均利率以报告日期收益率曲线中的隐含远期利率为基础。该表不包括递延融资成本的摊销。
       资产
       (责任)
       公允价值在
 截至12月31日的几年，9月30日，
 2023(2)2024202520262027此后总计2023
 (以千人为单位，除1%外)
固定利率债务：       
7.125厘高级债券$— $— $— $650,000 $— $— $650,000 $613,444 
7.750厘高级债券— — — — 400,000 — $400,000 $370,044 
7.500厘高级债券— — — — — 450,000 450,000 403,574 
可变利率债务：       
加权平均利率9.22 %9.38 %8.59 %8.69 %8.95 %— %
设施(1)$— $243,047 $227,450 $279,282 $175,221 $— $925,000 $925,000 
偿还本金债务总额（3）
$— $243,047 $227,450 $929,282 $575,221 $450,000 $2,425,000 
支付长期债务的利息和承诺费62,609 195,878 160,847 116,530 53,177 16,875 605,916 
经营租赁(4)
1,015 4,107 4,178 4,249 4,194 6,652 24,395 
采购义务（5）
48,764 34,976 — — — — 83,740 
__________________________________

(1)表内所列金额仅为本金到期日。与该融资相关的债务的预定到期日乃基于截至二零二三年九月三十日的借款水平及可用借款基础。借款水平的任何增加或减少或可用借款基础的增加或减少将影响未来五年及其后的债务到期日。2023年10月，该公司的贷款银团批准了12.5亿美元的借款基础能力，使未提取的可用性增加了约1.049亿美元，该公司修改了该贷款，以修改摊销时间表，第一期还款定于2024年10月1日，而不是2024年3月31日。
(2)表示2023年10月1日至2023年12月31日期间。
(3)表中所列金额仅代表本金到期日。
(4)主要涉及公司和外国写字楼租赁。
(5)表示执行计划中的未来资本项目的合同债务总额。科斯莫斯经营的物业的其他共同所有人将为他们的工作利益份额支付此类费用。不包括我们对我们不是运营商的共同拥有油田和设施的运营商购买承诺的份额，不包括我们石油合同中对勘探活动的承诺，包括油井承诺和地震义务。本公司与石油和天然气资产的拆除、废弃和修复费用相关的资产报废义务的负债不包括在内。关于这些负债的更多信息，见附注14--其他财务信息。

我们承诺在赤道几内亚钻探3口开发井和1口探井。在与Greater Tortue FPSO延期销售相关的其他长期负债中，我们有20020万美元的FPSO合同负债。

2019年2月，Kosmos和BP与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了Carry预付款协议，根据这些协议，我们有义务分别为各自的国家石油公司提供资金，分担某些开发成本。科斯莫斯目前在这两项协议中的总份额估计约为3.0亿美元，其中243.6美元已在2023年9月30日之前产生，不包括应计利息。这些款项将通过国有石油公司在未来收入中的份额偿还。

41
目录表
关键会计政策
 
我们认为与我们的收入确认、勘探和开发成本、应收账款、所得税、衍生工具和对冲活动、已探明石油和天然气储量估计、资产报废债务、租赁和长期资产减值相关的会计政策是关键会计政策。这些政策包括管理层利用作出估计时可获得的信息作出的重大估计。然而，如果使用不同的信息或假设，这些估计可能会发生实质性变化。除了附注2-会计政策中讨论的项目外，我们的关键会计政策没有任何变化，这些政策在我们截至2022年12月31日的年度报告10-K表格中的“第7项.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”一节中概述。
 
有关前瞻性陈述的注意事项
 
这份Form 10-Q季度报告包含估计和前瞻性陈述，主要在“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中。我们的估计和前瞻性陈述主要基于我们对未来事件和趋势的当前预期和估计，这些事件和趋势影响或可能影响我们的业务和运营。尽管我们认为这些估计和前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到几个风险和不确定因素的影响，并且是根据我们目前掌握的信息做出的。许多重要因素，除了我们的Form 10-Q季度报告和Form 10-K年度报告中描述的因素外，可能会对我们的业绩产生不利影响，如前瞻性陈述中所示。您应该阅读这份Form 10-Q的季度报告、Form 10-K的年度报告以及我们向美国证券交易委员会提交的文件，并了解我们未来的实际结果可能与我们预期的大不相同。我们的估计和前瞻性陈述可能受到以下因素的影响：
 
•潜在的地区性或全球性衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况对我们和整个商业环境的影响；
•俄罗斯在乌克兰的战争和哈马斯袭击以色列后中东的潜在不稳定的影响，以及这些事件对整个石油和天然气行业的影响，包括石油、天然气和天然气价格以及运营和资本支出的波动加剧；
•我们发现、获得或获得其他发现和前景的能力，以及根据我们目前的发现和前景成功开发和生产的能力；
•对我们的石油和天然气数据进行估计所固有的不确定性；
•成功实施我们和区块合作伙伴的勘探、发现和开发以及钻探计划；
•预计和预定的资本支出以及其他成本、承付款和收入；
•终止或干预我们所在国家的政府(或其各自的国家石油公司)或任何其他联邦、州或地方政府或当局授予我们的特许权、权利或授权；
•我们对关键管理人员的依赖，以及我们吸引和留住合格技术人员的能力；
•获得资金并遵守提供这种资金的条件的能力；
•石油、天然气和天然气价格的波动，以及我们以商业合理的条件实施对冲以应对此类波动的能力；
•围绕我们的发现和前景开发适当的基础设施和运输的可用性、成本、功能和可靠性；
•钻机、生产设备、用品、人员和油田服务的可获得性和费用；
•其他竞争压力；
•石油和天然气业务固有的潜在责任，包括钻井和生产风险以及其他运营和环境风险和危害；
•当前和未来政府对石油和天然气行业的监管、适用的货币/外汇部门或对某些国家或制度的投资或与之做生意的能力的监管；
•遵守法律法规的成本；
•环境、健康和安全或气候变化或温室气体法律、法规和行政命令的变化，或这些法律、法规和行政命令的执行或解释；
•在我们开展业务的司法管辖区内主权边界争端的不利影响；
•环境责任；
•地质、地球物理等技术和作业问题，包括钻井和油气生产加工；
42
目录表
•军事行动、内乱、疾病爆发，包括新冠肺炎大流行的影响、恐怖主义行为、战争或禁运；
•足够的保险范围的成本和可获得性，这种保险范围是否足以充分减轻潜在的损失，以及我们的保险公司是否履行了我们的保险协议规定的义务；
•我们易受恶劣天气事件的影响，包括但不限于热带风暴和飓风，以及气候变化的实际影响；
•我们根据管理我们的债务的协议履行义务的能力；
•债务融资和再融资的可获得性和成本；
•在我们的套期保值交易、信用证、履约保证金和其他担保债务中需要不时过账的抵押品金额；
•我们有能力以商业上合理的条款获得担保或履约保证；
•我们可能受到或涉及的任何法律程序、仲裁或调查的结果；
•我们在风险管理活动方面的成功，包括使用衍生金融工具对冲商品和利率风险；以及
•“第1项”中讨论的其他风险因素。我们在Form 10-Q季度报告和Form 10-K年度报告中的“风险因素”部分。

“相信”、“可能”、“将”、“目标”、“估计”、“继续”、“预期”、“打算”、“预期”、“计划”以及类似的词语旨在识别估计和前瞻性陈述。估计和前瞻性陈述仅在作出之日发表，除非法律要求，否则我们不承担因新信息、未来事件或其他因素而更新或审查任何估计和/或前瞻性陈述的义务。估计和前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，不是对未来业绩的保证。由于上述风险和不确定性，本季度报告中讨论的估计和前瞻性表述可能不会发生，我们未来的业绩和表现可能与这些前瞻性表述中表达的结果存在实质性差异，原因包括但不限于上述因素。由于这些不确定性，您不应过度依赖这些前瞻性陈述。

第三项关于市场风险的定性和定量披露
 
以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。“市场风险”一词与我们目前预期的交易有关，是指因商品价格和利率变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理持续的市场风险敞口提供了指标。我们买入对市场风险敏感的工具，不是为了投机。
 
我们根据我们的政策管理市场和交易对手的信用风险。根据这些政策和准则，我们的管理层决定了衍生品交易的适当时间和范围。有关我们与衍生金融工具相关的会计程序的说明，请参阅本公司年报的10-K表格中的“第8项.财务报表和补充数据-附注2-会计政策，附注9-衍生金融工具和附注10-公允价值计量”一节。
 
下表协调了截至2023年9月30日的9个月内我们未平仓衍生品合约的公允价值发生的变化：
 衍生品对资产(负债)的合约
 商品
 (单位：万人)
截至2022年12月31日未平仓合同的公允价值$2,688 
合同公允价值变动(52,467)
合同到期日21,478 
截至2023年9月30日未完成合同的公允价值$(28,301)
 
43
目录表
商品价格风险
 
该公司的收入、收益、现金流、资本投资以及最终的未来增长率高度依赖于我们收到的原油价格，而原油价格在历史上一直非常不稳定。我们几乎所有的石油销售都与过时的布伦特原油和重型路易斯安那甜品挂钩。2023年前9个月，过时布伦特原油的油价在每桶71.71美元至97.92美元之间，路易斯安那州的Heavy Louisiana Sweet在2023年前9个月经历了类似的波动。

商品衍生工具
 
我们签订各种石油衍生品合约，以减轻与预期未来石油产量相关的大宗商品价格风险。这些合约目前包括卡口、看跌期权和看涨期权。关于我们在各种商品衍生工具下的义务，如果我们的产量不超过我们现有的对冲头寸，我们对我们的商品衍生工具的风险敞口将会增加。此外，我们获得信贷的能力下降，可能会降低我们以商业合理条款执行衍生品合约的能力。
 
商品价格敏感度
 
下表提供了截至2023年9月30日对油价变化敏感的我们的石油衍生品金融工具的信息。成交量和加权平均价格是扣除达成的任何抵消性衍生品后的净值。
   每桶加权平均价格资产
   延迟净额   (责任)
   补价   公允价值为
应付/售出9月30日，
术语合同类型：索引Mbbl(应收账款)放地板天花板2023(1)
       (单位：千)
2023:
十月至十二月
三向领口日期为布伦特原油1,500 $1.34 $49.17 $71.67 $107.58 $(2,884)
十月至十二月
双向领口日期为布伦特原油1,250 1.69 — 72.00 112.00 (2,391)
2024:
1月至12月三向领口日期为布伦特原油4,000 1.31 45.00 70.00 96.25 (8,720)
1 - 6月
双向领口日期为布伦特原油2,000 1.24 — 65.00 85.00 (14,395)
1月至12月
双向领口日期为布伦特原油2,000 0.46 — 70.00 100.00 89 
__________________________________
(1)公平值乃根据二零二三年九月三十日之平均远期油价计算。

于2023年9月30日，我们的未平仓商品衍生工具的净负债状况为2830万美元。截至2023年9月30日，假设商品期货价格曲线上涨10%，未来税前利润将减少约4490万美元。同样，假设价格下降10%，未来税前利润将增加约3510万美元。
 
利率敏感度
 
市场利率变动影响我们就若干借款支付的利息金额。截至2023年9月30日，该融资项下的未偿还借款总额为9. 25亿美元，加权平均利率为9. 2%，按浮动利率计息，使我们面临因市场利率潜在上升而导致盈利或现金流损失的风险。如果浮动市场利率在这个浮动利率债务水平上增加10%，我们每年将额外支付490万美元的利息费用。本基金及企业周转器项下未提取可用性的承诺费不受利率变动影响。本集团所有其他长期债务均为定息，并无因市场利率变动而令本集团面临现金流量亏损的风险。此外，市场利率变动可能影响与未来债务发行或任何未来借款相关的利息成本。

项目4.控制和程序
 
信息披露控制和程序的评估
 
44
目录表
截至本报告所述期间结束时，在公司管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，对公司的披露控制和程序(定义见规则13a-15(E)和修订后的1934年证券交易法(“交易法”))的设计和运作的有效性进行了评估。本次评估考虑了在我们的披露委员会的指导下开展的各种程序，以努力确保我们根据交易所法案提交或提交的美国证券交易委员会报告中要求披露的信息准确、完整和及时。然而，一个控制系统，无论构思和运作如何完善，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保达到控制系统的目标。控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且必须考虑控制的好处相对于其成本。因此，任何对控制的评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和舞弊行为(如果有的话)都已被发现。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至2023年9月30日是有效的，以确保公司根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，包括积累这些信息并传达给公司管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关必要披露的决定。
 
财务报告内部控制变化的评价
 
我们对财务报告的内部控制在我们最近一个财政季度内没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。


第二部分：其他信息
 
项目1.法律诉讼 
 
与我们的10-K表格年度报告中“第三项法律程序”部分讨论的法律程序有关的信息没有实质性的变化。
第1A项。风险因素
 
与“第1A项”中讨论的风险相比，没有实质性的变化。本公司截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K中的“风险因素”部分。

第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
 
没有。

第三项高级证券的债务违约
 
没有。

第四项：煤矿安全披露情况
 
不适用。
 
第5项：其他信息。
 
本项目下没有要求报告的重大变动，这些变动以前没有在10-K表格的年度报告中披露。
 
45
目录表
签名
 
根据1934年《证券法》的要求，注册人已正式安排由正式授权的以下签署人代表其签署本报告。
 
  科斯莫斯能源有限公司
  (注册人)
   
日期2023年11月6日 /s/Neal D.Shah
  尼尔·D·沙阿
  高级副总裁和首席财务官
  (首席财务官)

项目6.展品
 
第6项所要求的信息列于本季度报告所附10-Q表所附展品的索引中。
46
目录表
展品索引
 
展品
数		 文件的说明和说明
10.1
修订和重新签署的融资协议，修订日期为2023年10月19日，修订方为：科斯莫斯能源金融国际公司、科斯莫斯能源运营公司、科斯莫斯能源国际公司、科斯莫斯能源开发公司、科斯莫斯能源加纳公司、科斯莫斯能源赤道几内亚公司、科斯莫斯能源加纳投资公司、科斯莫斯能源加纳控股有限公司、科斯莫斯赤道几内亚公司、科斯莫斯国际石油公司、ABSA银行有限公司、法国农业信贷银行公司和投资银行、荷兰国际集团公司/荷兰国际公司、Natixis、N.B.S.A.Limited、法国兴业银行伦敦分行、南非标准银行有限公司、马恩岛分行、渣打银行和SMBC国际公司。
31.1 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节颁发首席执行官证书。
   
31.2 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节颁发首席财务官证书。
   
32.1 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节颁发首席执行官证书。
   
32.2 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节颁发首席财务官证书。
101.INS XBRL实例文档
   
101.SCH XBRL分类扩展架构文档
   
101.CAL XBRL分类扩展计算链接库文档
   
101.LAB XBRL分类扩展标签Linkbase文档
   
101.PRE XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
   
101.DEF XBRL分类扩展定义Linkbase文档

___________________________________





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