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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-K
(标记一) 
☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的过渡报告
对于从日本到日本的过渡期，日本将从日本过渡到日本。
委托文件编号：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)
注册人的电话号码，包括区号：+1 214445 9600
根据该法第12(B)节登记的证券：
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
根据该法第12(G)节登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。是 ☒*不是。☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐  不是 ☒
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)提交了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 ☒*不是。☐
通过勾选标记确认注册人是否在过去12个月内（或注册人需要提交和发布此类文件的较短时间内）以电子方式提交并在其公司网站上发布了根据法规S-T（本章第232.405条）第405条要求提交和发布的每个交互式数据文件（如有）。 是 ☒*不是。☐
如果本文件中未包含根据法规S-K第405项（本章第229.405节）披露的违约申报人，且据注册人所知，本文件中也不会包含通过引用方式纳入本表格10-K第三部分或本表格10-K任何修正案的最终委托书或信息声明，请勾选。 ☒
请勾选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、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12条b-2款中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型申报公司”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已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐

用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

目录表
勾选注册人是否为空壳公司（如交易法第12 b-2条所定义）。是的 ☐*不是。☒
非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值（基于注册人最近完成的第二财政季度最后一个营业日的注册人普通股每股收盘价）为$2,698,047,415.
截至2024年2月22日，注册人的流通普通股数量为 471,502,543.


以引用方式并入的文件
第三部分，第10-14项，通过引用纳入了年度股东大会的委托书，该委托书将于2023年12月31日后不迟于120天提交给证券交易委员会。
以前向美国证券交易委员会提交的某些证据通过引用并入本报告的第四部分。

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子公司。此外，从第4页开始，我们在《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
 
词汇表和精选缩写
4
 
关于前瞻性陈述的警告性声明
8
 
第一部分
 
第1项。
业务
10
项目1A.
风险因素
35
项目1B。 
未解决的员工意见
61
项目1C。 
网络安全
61
第2项。
属性
61
第3项。
法律诉讼
61
第4项。
煤矿安全信息披露
61
 
第II部
 
第5项。
注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
62
第6项。
选定的财务数据
64
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
65
项目7A。
关于市场风险的定量和定性披露
77
第8项。 
财务报表和补充数据
80
第9项。
会计与财务信息披露的变更与分歧
127
项目9A。 
控制和程序
127
项目9B。
其他信息
127
项目9C。
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
128
 
第三部分
 
第10项。
董事、高管与公司治理
128
第11项。
高管薪酬
128
第12项。
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
128
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
128
第14项。
首席会计费及服务
128
 
第四部分
 
第15项。
展示、财务报表明细表
128
项目16.
表格10-K摘要
133
3
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
词汇和部分缩略语
以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义。除非下文列出，否则法规S-X第4 - 10（a）条中的所有定义术语应具有其法定含义。
“二维地震数据”二维地震数据，作为解释数据，允许查看远景区下方的垂直横截面。
“三维地震数据”三维地震数据，用作描述三维地下地层的地球物理数据。3D地震数据通常提供比2D地震数据更详细和准确的地下地层的解释。
“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。因此，较轻的石油液体将比较重的石油液体具有更高的API。
“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。
“桶”或“Bbl”石油体积的一种标准计量单位，相当于华氏60度时约42加仑。
“BBbl”十亿桶石油。
“BBoe”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。
“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。
4
目录表
“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，“贷款使用年限比率”的广义定义是：(X)截至贷款机制最终到期日的预测净现金流量净现值，加上与加纳和赤道几内亚资产有关的预测资本支出净现值与贷款机制下未偿还贷款总额的比率(Y)。
“LIBOR”
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。
“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。
5
目录表
《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”石油系统由有机物质组成，这些物质被埋在足够深的地方，以便有足够的温度和压力排出碳氢化合物，并使石油和天然气从其形成的地区运动到可以聚集的储集岩。
“发展计划”或“PoD”概述开发油田所要采取的步骤的书面文件。
“生产井”一口勘探井或开发井，能够生产足够数量的石油或天然气，以证明作为石油或天然气井完井的合理性。
“潜在客户”一种可能含有碳氢化合物的潜在圈闭，并得到地质和地球物理数据的必要数量和质量的支持，以表明石油和/或天然气聚集的可能性。要使一个勘探区发挥作用，就必须具备五个必要的要素（生、运移、储层、封闭和圈闭），如果其中任何一个要素都不具备，那么石油和天然气都不可能存在，至少不可能有商业规模。
“探明储量”地质和工程数据以合理的确定性证明，在现有经济和操作条件下，未来几年可从已知储层中经济开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量，以及通过SEC法规S-X 4 - 10（a）（2）中定义的经确认的改进开采技术预计可获得的额外储量。
“探明开发储量”通过现有的井、设施和现有的作业方法，预计可以开采的探明储量。
“探明未开发储量”预计将从未来的油井和设施中开采的探明储量，包括未来的提高采收率项目，这些项目在以前对提高采收率项目表现出良好反应的油藏中具有高度的确定性。
“RSC”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”证券交易委员会
“7.125%优先票据”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
“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。
6
目录表
“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。
7
目录表
关于前瞻性陈述的警告性声明
这份10-K表格的年度报告包含估计和前瞻性陈述，主要是在“第1项”中。商业，”第1A项。风险因素”和“第7项。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。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。虽然我们认为这些估计和前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到一些风险和不确定性的影响，并且是根据我们目前掌握的信息做出的。除了我们在10-K表格年度报告中描述的因素外，许多重要因素可能会对我们的业绩产生不利影响，如前瞻性陈述所示。阁下应完整阅读本年度报告（表格10-K）及本公司已提交作为本年度报告附件的文件，并了解本公司的实际未来业绩可能与本公司的预期有重大差异。我们的估计和前瞻性陈述可能会受到以下因素的影响：
•潜在的区域或全球经济衰退、通胀压力和其他变化的宏观经济状况对我们和整体商业环境的影响;
•俄罗斯在乌克兰的战争和中东地区潜在的不稳定的影响，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NGL价格以及运营和资本支出的波动性增加;
•我们发现、获得或获得其他发现和前景的能力，以及从我们现有的发现和前景中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;
•成功实施我们和我们的区块合作伙伴的勘探、开发和钻井计划;
•预计和目标资本支出及其他成本、承诺和收入;
•终止或干预我们经营所在国家的政府（或其各自的国家石油公司）或任何其他联邦、州或地方政府或机构授予我们的特许权、权利或授权;
•我们对主要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;
•获得融资和遵守可提供此种融资的条件的能力;
•石油、天然气和NGL价格的波动性，以及我们以商业上合理的条款实施对冲以应对此类波动性的能力;
•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、供应品、人员和油田服务的可用性和成本;
•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业务和环境风险和危害;
•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政权的投资或与某些国家或政权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更或新的变更，或这些法律、法规和行政命令的实施或解释;
•我们经营所在司法管辖区的主权边界争端的不利影响;
•环境责任；
8
目录表
•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；
•军事行动、内乱、疾病爆发、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。本年度报告的10-K表格中的“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，本年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述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。
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目录表
第一部分
第1项：国际业务

一般信息

Kosmos是一家专注于大西洋近海边缘的全周期、深水、独立的石油和天然气勘探和生产公司。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。
Kosmos成立于2003年，目的是在西非勘探不足或被忽视的地区发现石油。在其相对短暂的历史中，我们于2007年发现了加纳近海的Jubilee油田，并于2015年发现了Greater Tortue Ahmeyim油田(其中包括2015年和2016年分别在毛里塔尼亚和塞内加尔近海发现的Ahmeyim和Guembeul-1发现井)，成功地开辟了两个新的碳氢化合物盆地。Jubilee是2007年世界上发现的最大的石油发现之一，也被认为是那个十年期间发现的西非近海最大的发现之一。Greater Tortue Ahmeyim发现的天然气是2015年全球最大的天然气发现之一，也是西非有史以来最大的海上天然气发现之一。
在过去的几年里，我们的业务战略已经演变为专注于通过加密钻井和油井工作、基础设施主导的勘探以及增值收购来提高产量。这一战略演变最初得益于我们于2017年收购赤道几内亚近海的Ceiba油田和Okume Complex资产，以及获得周边勘探许可证，并在2018年收购在美国墨西哥湾运营的深水公司Deep Bay Energy，进一步增强了我们的生产、开采和基础设施主导的勘探能力。最近，我们分别于2021年和2023年在美国墨西哥湾发现了临冬城和提比略，展示了这种以基础设施为主导的勘探战略。我们已经展示了增值收购战略，2021年收购了Jubilee和加纳近海10个油田的额外权益，2022年收购了美国墨西哥湾的Kodiak和Winterfell油田，2023年收购了塞内加尔的Yakaar和Teranga油田。

我们的业务战略
作为一家全周期的深水勘探和勘探公司，我们的使命是通过严格的资本配置和最佳的投资组合管理，安全地从充满机会的投资组合中交付生产和自由现金流，以造福于我们的股东和利益相关者。作为一家负责任的公司，我们正在努力供应当今世界所需的能源，寻找和开发负担得起的更清洁的能源，以推动能源转型，并成为东道国的一股向善的力量。

我们的业务战略旨在通过专注于三个关键目标来完成这一使命：(1)最大化我们生产资产的价值；(2)通过高效的评估、开发和开采，将我们已发现的资源向项目审批方向发展，并转化为已探明的储量、产量和现金流；以及(3)通过在已探明的盆地或收购中实施高效的低成本勘探计划，增加新的低碳资源。我们专注于增加赤道几内亚、加纳和美国墨西哥湾生产资产的产量、现金流和储量，并执行我们在美国墨西哥湾和赤道几内亚的评估和开发工作。在毛里塔尼亚和塞内加尔，我们正在推进我们的Greater Tortue Ahmeyim开发，目标是在2024年第三季度为项目第一阶段开发第一批天然气，同时推进开发第二阶段，并推进塞内加尔的Yakaar和Teranga发现以及毛里塔尼亚的BirAllah和Orca发现的分阶段开发概念。此外，我们的投资组合包含基础设施主导的勘探前景的清单，我们计划继续成熟并为未来的钻探和开发提供高品位，使我们能够在未来几年获得额外的高回报增长潜力。我们还在与我们的合作伙伴和东道国政府合作开展项目，以降低我们生产资产的碳强度，例如消除加纳和赤道几内亚的常规燃烧。
通过开发和开发增加天然气和液化天然气的敞口，增加现金流、探明储量和产量
我们计划通过进一步开发赤道几内亚、加纳和美国墨西哥湾的近海油田，增加现金流、已探明储量和产量。在赤道几内亚，我们的活动范围正在扩大到生产优化项目之外，例如使用电动潜水泵，包括开发钻探和基础设施主导的勘探，如果成功，可以通过海底连接到现有基础设施来快速上线。在加纳，我们计划在短期内继续在Jubilee油田钻探更多的开发井。在美国墨西哥湾，我们计划
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继续在现有油田进行开发钻井和油井工作。我们还在执行临冬城油田开发计划，计划在2024年第二季度初为该项目第1A阶段进行第一次生产，随后将进行后续阶段的生产。此外，我们正在与合作伙伴合作，为2023年发现的泰比略矿推进发展理念。毛里塔尼亚和塞内加尔近海的Greater Tortue Ahmeyim开发项目第一期的开发继续取得良好进展。除了Greater Tortue Ahmeyim一期开发外，预计还将通过Greater Tortue Ahmeyim的额外开发阶段以及塞内加尔的Yakaar和Teranga天然气发现以及毛里塔尼亚的BirAllah和Orca发现的天然气开发实现增长。2024年期间，我们计划继续为我们在毛里塔尼亚、塞内加尔、美国墨西哥湾和赤道几内亚的现有发现成熟开发理念。
专注于将我们的发现最优化地开发到初步生产
我们的开发方法旨在通过低成本、低碳的解决方案，在更快的时间内交付第一批产品，我们可以利用早期学习来改善未来的结果并最大化回报。在某些情况下，我们认为可以采用分阶段的方法来优化全油田开发。分阶段办法有助于根据在生产初始阶段获得的经验并通过在后续发展阶段实施时利用现有基础设施来完善发展计划。从最初阶段开始密切监测生产和储集层动态，以确定最有效和最有效的技术，最大限度地提高储量和回报的采收率。其他好处包括最大限度地降低前期资本成本，通过较小的初始基础设施要求降低执行风险，以及使生产初始阶段的现金流能够为后续阶段的部分资本成本提供资金。我们对银禧油田的开发就是这种方法的一个例子。Greater Tortue Ahmeyim的开发也在分阶段进行，与我们的业务战略保持一致。这预计将在最初发现大约九年后产生第一个气体。最后，我们对美国墨西哥湾发现油气田的方法是通过与现有的具有闲置产能的主机设施捆绑在一起进行开发，从而降低开发成本和第一次投产的平均时间。临冬城发现(2021年)和随后的评估成功(2022年初)就是这种方法的一个例子，开发预计将在最初发现后大约三年内交付第一批产品。此外，我们预计泰比略号的发现(2023年)将遵循类似的方法。
应用我们鼓励创新和创造的创业文化，继续我们成功的探索和发展计划
我们的员工对我们业务战略的成功至关重要，我们创造了一个环境，使他们能够将他们的知识、技能和经验集中在寻找、开发和生产新油田以及优化现有油田的生产上。在文化上，我们有一个开放的、以团队为导向的工作环境，这有助于培养企业家精神、创造力和逆向思维。这种方法使我们能够充分考虑和理解风险和回报，以及故意和集体追求创造和最大化价值和自由现金流的想法。
我们由一支经验丰富的管理团队领导，有着成功的记录。我们的管理团队成员平均拥有超过28年的行业经验，曾参与发现、开发和最大化全球多个大型上游项目的价值。我们的经验、行业关系和技术专长是我们的核心竞争优势，对我们的成功至关重要。
我们以回报为重点的勘探方法
我们的勘探活动深深植根于基本的地质方法，专注于已探明的盆地，具有高评级的基础设施主导的前景和物质勘探扩展机会。我们的目标是具有足够规模的特定区域，以管理勘探风险，并在勘探概念被证明成功时提供规模。我们还寻求：(I)能够执行“正确”勘探计划的长期合同期限，(Ii)提供多种勘探概念选项的类型多样性，(Iii)增加复制成功机会的勘探依赖，以及(Iv)具有吸引力的财务条款，以最大限度地提高已发现碳氢化合物的商业可行性。在进行地下分析的同时，科斯莫斯对我们所在国家的“地上”动态有了透彻的了解，从整体石油和天然气运营和风险调整回报的角度来看，这可能会影响特定国家的相对可取性。
我们的方法是针对那些我们拥有现有生产并且有足够的基础设施能力通过海底回接开发新发现的地区。收购赤道几内亚的Ceiba油田和Okume综合设施以及美国墨西哥湾的资产，为我们的基础设施主导的勘探机会清单增加了高质量的前景，因为它们位于现有基础设施附近的有吸引力的面积位置，可用过剩产能。现有的基础设施使我们能够缩短从发现到第一次生产的时间周期，降低资本要求并提高回报。
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追求增值、机会主义的交易，以满足我们的战略和财务目标
自2017年以来，我们已经完成了三笔独立的重大石油和天然气生产资产收购，截至收购生效日期，总价值约为20亿美元。这些收购旨在增加和补充我们现有的物业，提供生产多样化，同时提高我们投资组合中的投资机会的质量。我们经验丰富的管理和技术专业人员团队打算继续识别、评估和寻求涉及石油和天然气资产的交易，这些交易与我们的核心业务领域相辅相成，并在其他盆地寻找机会，在那里我们可以应用我们现有的知识、专业知识和关系来创造股东价值。我们的重点是交易，我们可以利用我们的运营经验和专业知识来提高生产率和成本，投资于此类资产的更多发展机会，并为附近的潜在客户实施以基础设施为主导的勘探计划。
通过业界领先的ESG性能获得高级许可证以进行操作

我们认识到，以保护环境的方式推进我们工作和运作的社会对于创造长期回报至关重要。我们的目标是通过与包括股东、合作伙伴、供应商、东道国政府和民间社会组织在内的一系列利益攸关方合作，不断提高我们的ESG资质。

我们利用联合国可持续发展目标来了解我们的活动如何促进东道国的经济和社会进步。我们的商业原则反映了我们作为一家公司的共同价值观，定义了我们如何开展业务，并设定了我们对自己负责的标准。我们的业务原则得到了更详细的政策、程序和管理系统的支持。每年，我们都会在可持续发展报告和我们的网站上报告我们的ESG方法和表现。

最近，我们专注于评估气候变化和全球能源转型可能给我们的业务带来的成本、收益、风险和机会，并将它们整合到我们的业务战略中。作为这项努力的一部分，健康、安全、环境和可持续发展委员会监督我们对气候变化的反应。首席执行官领导的跨职能气候变化特别工作组管理与气候相关的风险和机遇，并负责实施我们的气候变化战略。我们已经发布了一份符合气候相关信息披露特别工作组(TCFD)建议的《气候风险和复原力报告》。该报告回顾了我们如何识别和管理与气候有关的风险和机遇，涉及四个类别：治理、战略、风险管理以及指标和目标。该报告提出了一项情景分析，展示了我们的投资组合在与《巴黎协定》目标一致的情景下的弹性，以及我们的目标，即到2030年或更早实现范围1和范围2的碳中和。我们在2021年首次实现了这一目标，并确定了一条通过持续监测排放、评估减排机会、以及对于剩余排放，投资于高质量碳抵消项目来帮助维持这一目标的途径。我们认识到，我们的大部分生产和相关的温室气体排放来自我们作为非运营合作伙伴的资产。2023年，我们制定了到2026年将绝对范围1股权排放比2022年基线减少25%的目标。这一切实的近期目标满足了管理我们投资组合的气候影响的需要，我们正在与我们的合作伙伴合作，在对生产影响最小的情况下评估和实施减排机会。

维护财务纪律
执行我们的战略需要我们保持保守的财务方式，拥有强大的资产负债表、充足的流动性和低杠杆的承诺。截至2023年12月31日，我们的流动资金约为6.7亿美元。
此外，我们使用衍生品工具来部分限制我们对油价波动的敞口。我们有一个活跃的大宗商品对冲计划，我们的目标是每一到两年滚动对冲我们预期销售量的一部分，目标是防止价格下跌，同时仍保留部分上涨敞口。截至2024年1月31日，我们拥有覆盖2024年约920万桶石油产量的对冲头寸，目前正寻求保护我们对2025年油价的敞口。我们还维持保险，以部分保护我们的某些生产资产造成的生产收入损失。

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按地理区域划分的运营
我们目前在非洲和美国墨西哥湾都有业务。目前，我们的运营收入来自加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾的离岸业务。下表提供了我们地理区域2023年某些关键数据的摘要。
地理区域京东方销售量百分比销售量(净额为Kosmos)
平均售价
生产每桶的损耗、折旧和摊销
油NGL燃气总计油NGL燃气总计收入每项成本
(Mmbbls)(Bcf)(Mmboe)(每个Bbl)(按Bcf)(Per Boe)(单位：千)英国央行(3)
截至2023年12月31日止的年度
禧年54 %11.4 — 5.8 12.4 83.33 — 3.74 78.62 $974,627 8.74 17.30 
十7 %1.0 — 3.9 1.7 85.72 — 0.64 53.06 87,855 40.40 15.97 
加纳61 %12.4 — 9.7 14.1 83.52 — 2.48 75.61 $1,062,482 12.47 17.15 
赤道几内亚15 %3.4 — — 3.4 78.71 — — 78.71 267,494 33.67 15.23 
毛里塔尼亚/塞内加尔— — — — — — — — — — — — 
美国墨西哥湾24 %4.6 0.4 4.0 5.6 77.41 20.61 2.79 66.29 371,632 17.91 26.67 
总计100 %20.4 0.4 13.7 23.1 81.35 20.61 2.57 73.80 $1,701,608 16.92 19.30 
截至2022年12月31日止的年度
禧年49 %11.4 — — 11.4 $101.23 — — $101.23 $1,162,416 $9.93 $20.32 
十9 %2.0 — — 2.0 96.83 — — 96.83 188,546 47.48 28.57 
加纳(1)58 %13.4 — — 13.4 $100.59 — — $100.59 $1,350,962 $15.37 $21.52 
赤道几内亚14 %3.3 — — 3.3 104.24 — — 104.24 346,783 27.23 16.16 
毛里塔尼亚/塞内加尔— — — — — — — — — — — — 
美国墨西哥湾28 %5.3 0.4 4.1 6.4 95.80 34.37 7.24 86.09 547,610 16.50 24.12 
总计100 %22.0 0.4 4.1 23.1 $100.00 $34.37 $7.24 $97.13 $2,245,355 $17.39 $21.55 
截至2021年12月31日止的年度
禧年35 %7.0 — — 7.0 $71.21 — — $71.21 $500,541 $11.12 $23.93 
十10 %2.0 — — 2.0 73.82 — — 73.82 143,691 37.47 37.30 
加纳(2)45 %9.0 — — 9.0 $71.77 — — $71.77 $644,232 $16.83 $26.84 
赤道几内亚19 %3.7 — — 3.7 70.39 — — 70.39 260,520 25.13 15.26 
毛里塔尼亚/塞内加尔— — — — — — — — — — — — 
美国墨西哥湾36 %5.8 0.5 4.9 7.2 67.35 28.62 3.85 59.57 427,261 14.21 23.44 
总计100 %18.5 0.5 4.9 19.9 $70.10 $28.62 $3.85 $67.10 $1,332,013 $17.44 $23.54 
______________________________________
(1)我们2022年的销售量包括与Tullow在2022年3月17日Tullow优先购买权交易完成日期之前抢占的利息相关的活动。
(2)我们2021年的销售额包括从收购日期2021年10月13日至2021年12月31日在加纳收购额外权益的相关活动。我们的年终已探明储量还包括所获得的额外权益。
(3)几乎所有的NGL和天然气销售都是我们油井的相关生产，因此，生产成本指标是在一个共同的计量单位下列出的。

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目录表

下表概述了我们深水油田的信息。
   科斯莫斯    
   参与    许可证
田许可证利息 运算符 舞台期满
加纳(1)       
禧年WCTP/DT(2)38.6 %(2)图洛 生产
2034/2036
十迪特 20.4 %(4)图洛 生产2036
美国墨西哥湾（1）
巴拉塔里亚MC 52122.5 %科斯莫斯生产
(8)
大弯MC 697 / 698 / 7425.3 %夸特诺斯生产
(8)
格莱登 MC 80020.0 %W&T生产
(8)
科迪亚克MC 727 / 77135.0 %科斯莫斯生产
(8)
马马拉德MC 255 / 30011.4 %墨菲生产
(8)
几乎没有头的尼克MC 38721.9 %墨菲生产
(8)
丹尼·努南EC 381/GB 50630.0 %塔洛斯生产
(8)
零工MC 214/215五花八门(5)科斯莫斯生产
(8)
SOB IIMC 43111.8 %墨菲生产
(8)
S.Santa CruzMC 56340.5 %科斯莫斯生产
(8)
龙卷风GC 28135.0 %塔洛斯生产
(8)
临冬城GC 943/94425.0 %信标
发展
(8)
提比略
KC 964
33.3 %
科斯莫斯
评估
(8)
毛里塔尼亚       
大Tortue Ahmeyim(1)C8座(3)26.8 %BP 发展2049(9)
比阿拉比阿拉 28.0 %(6)BP 评估
2024
虎鲸比阿拉28.0 %(6)BP评估
2024
塞内加尔       
大Tortue Ahmeyim(1)圣路易斯近海(3)26.7 %BP发展2044(10)
TerangaCayar Offshore Proond 90.0 %(7)
科斯莫斯
评估2024
雅卡Cayar Offshore Proond90.0 %(7)
科斯莫斯
评估2024
赤道几内亚
Ceiba田野和Okume建筑群(1)G座40.4 %三叉戟生产2040
阿萨姆区块S34.0 %科斯莫斯评估2024
______________________________________
(1)有关我们截至2023年12月31日的估计已探明储量的信息，请参阅“-我们的储量”。
(2)Jubilee油田横跨加纳近海WCTP石油合同和DT石油合同之间的边界。为了优化这一领域的资源回收，我们于2009年7月与GNPC和这两个区块的其他区块合作伙伴签订了Jubilee UUOA。Jubilee UUOA管理Jubilee油田的利益和开发，并从WCTP石油合同区和DT石油合同区的部分地区创建了Jubilee单位。利息百分比取决于根据《延禧期普遍定期协议》的条款重新确定延禧球场的参与权益。我们目前支付银禧油田开发活动的利息为43.05%。
(3)大Tortue Ahmeyim单位横跨毛里塔尼亚和塞内加尔之间的边界，其中包括在毛里塔尼亚C8区块发现Ahmeyim和在塞内加尔圣路易斯近海发现Guembeul。为了优化这一领域的资源回收，我们于2019年2月与毛里塔尼亚和塞内加尔政府以及这两个区块的其他区块伙伴签订了GTA UUOA。GTA UUOA管理大Tortue Ahmeyim油田的权益和开发，并从毛里塔尼亚C8区块和塞内加尔圣路易斯近海区块的部分地区创建了大Tortue Ahmeyim单位。这些权益百分比须根据GTA UUOA的条款重新确定大Tortue Ahmeyim油田的参与权益。
(4)我们为十大油田的开发活动支付的利息为22.8%。
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目录表
(5)我们在MC 214和MC 215区块的权益分别为61.1%和54.9%。
(6)涉及BirAllah和Orca发现的石油合同载有毛里塔尼亚政府的回收权条款。Kosmos在石油合同中的参与权益目前为28.0%，这一权益百分比不适用于行使这种回入权。SMH对其补充权的全面选举将使Kosmos的参与权益减少至约22.1%。
(7)Petrosen有权在最终投资决定和发放开采授权后将其参股权益增加到最高35%。利息百分比不适用于该选择权的行使。
(8)我们的美国墨西哥湾区块由生产/运营持有，只要相关区块的生产/政府批准的运营继续下去，租赁期就会延长。
(9)在满足某些条件的情况下，许可证到期日期可以再延长十年。
(10)许可证到期日可以再延长20年，但要满足某些条件。

勘探许可证和租赁区域
 科尼亚平均值  
 数量参与  电流相位
国家积木利息操作员奥林山脉
赤道几内亚454.5%(1)
科什
2024年和2026年
毛里塔尼亚128.0%(2)BP
2024
圣多美和普林西比158.9%(3)科斯莫斯
2024
塞内加尔190.0%(4)
科斯莫斯
2024
美国墨西哥湾4640.6%
Kocean、Occidental、Beacon、Lounge、Murphy、QuarterNorth、Talos、W&T Offshore、Houston Energy
到2033年
(5)
______________________________________
(1)如果有商业发现，GEPetrol的20%附带权益将转换为所有开发和生产业务的20%参与权益。
(2)SMH完全选择他们的回归权将使Koboya的参与权益减少到约22.1%。SMH将支付其部分的开发和生产成本的商业开发的块。利息百分比并不影响该等购股权之行使。
(3)ANP-STP的附带权益可随时转换为全部参与权益。ANP-STP将偿还选举前代表其产生的任何费用、开支和任何金额。
(4)Petrosen有权在最终投资决定和发放开采授权后将其参股权益增加到最高35%。利息百分比不适用于该选择权的行使。
(5)我们的美国墨西哥湾区块可以通过运营或商业生产持有，只要政府批准的相关区块的运营持续，相应的租赁期就会延长。这可以将租约到期日延长到2033年以后。

加纳
WCTP和DT区块位于加纳近海的塔诺盆地内。这个盆地包含一个经过验证的世界级石油系统，我们的发现证明了这一点。于2021年10月，Kokarp完成收购AnadarkoWCTP Company（“AnadarkoWCTP”），该公司为OccidentalPetroleumCorporation之附属公司，拥有加纳近海WCTP区块及DT区块之参与权益，包括JubileeUnitArea之18. 0%参与权益及TEN油田之11. 1%参与权益。在收购完成后，Koombi在Jubilee单位区的权益从24.1%增加到42.1%，Koombi在TEN油田的权益从17.0%增加到28.1%。在
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目录表
于二零二一年十一月，我们接获Tullow Oil plc（“Tullow”）通知，彼等正就Koombo收购Anadarko WCTP行使其优先购买权。在执行最终交易文件并获得政府批准后，Koombo于2022年3月与Tullow完成了优先购买交易。在完成优先购买程序后，Koombi在Jubilee单元区的权益从42.1%降至38.6%，Koombi在TEN油田的权益从28.1%降至20.4%。以下是我们在加纳近海许可证区域的发现的简要讨论。
加纳西开普三点区块
图洛是西开普三点街区的运营商。根据WCTP石油合同，Kocoon须向加纳政府支付5%的固定特许权使用费和潜在的浮动比例特许权使用费（“额外石油权利”），该特许权使用费将在项目名义回报率超过某一阈值时生效并逐步增加。这些特许权使用费将以实物或经加纳政府选择以现金支付。35%的公司税率适用于国家层面的利润。WCTP石油合同自生效之日（2004年7月）起为期30年。
2011年7月，在七年勘探期结束时，WCTP区块中我们尚未宣布为发现区、不在开发和生产区或不在Jubilee单元内的部分被放弃（“WCTP放弃区”）。由于WCTP石油合约于勘探期结束后仍然有效，故我们保留对WCTP区块内Akasa发现的权利。我们和我们的WCTP区块合作伙伴有一定的权利就WCTP放弃区的某些部分谈判新的石油合同。我们和我们的WCTP区块合作伙伴，加纳能源部和GNPC已同意将WCTP石油合同谈判权从2011年7月21日延长至与我们谈判并签订新的石油合同，或者我们拒绝与GNPC可能收到的WCTP放弃区的善意第三方报价相匹配。
加纳Tano深水区块
Tullow是Deepwater Tano Block的运营商。根据DT石油合同，GNPC行使其选择权，收购有关Jubilee油田开发和TEN油田开发的商业发现的5%额外支付权益。Koconut必须向加纳政府支付5%的固定特许权使用费和潜在的额外石油权益，该权益将在项目名义回报率超过某一阈值时生效并逐步增加。这些特许权使用费将以实物或经加纳政府选择以现金支付。35%的公司税率适用于国家层面的利润。DT石油合同自生效之日（2006年7月）起为期30年。
2013年，在七年勘探期结束时，我们放弃了DT区块的部分区域（“DT放弃区域”），这些区域我们没有宣布为发现区域，不在开发和生产区域内，也不在Jubilee单元内。由于DT石油合约于勘探期结束后仍然有效，而商业性仍在确定中，故DT区块内现有的Wawa发现并不受DT石油合约勘探期届满后放弃的限制。根据我们的DT石油合同，我们和我们的DT区块合作伙伴有一定权利就DT放弃区的某些部分谈判新的石油合同，直到与我们谈判并签订新的石油合同，或者我们拒绝与GNPC就DT放弃区可能收到的善意第三方报价相匹配。
1984年加纳石油勘探和生产法（PNDCL 84）（“1984年加纳石油法”）以及WCTP和DT石油合同构成了我们在WCTP和DT区块勘探、开发和生产业务的基础。根据这些石油合同，除勘探和评估外，大多数重大决策，包括PoD和年度工作计划，必须由联合管理委员会批准，该委员会由某些区块合作伙伴和GNPC的代表组成。某些决定需要慎重。
朱比利油田
Jubilee油田于2007年由Kobaly通过Mahogany-1井发现，并于2010年生产了第一批石油。该油田覆盖WCTP和DT区块内的一个区域。为了优化Jubilee油田的资源回收，它被单元化，并于2009年商定了Jubilee UUOA，该协议规定了Jubilee单元中各方各自的权利和义务，并指定Tullow为单元运营商。虽然Jubilee油田是单元化的，但Kokarak在Jubilee单元边界以外的每个区块的参与利益不受Jubilee UUOA的影响。目前，WCTP石油合同拥有Jubilee单元54.367%的参与权益，DT石油合同拥有Jubilee单元45.633%的参与权益。我们在银禧股的参与权益是基于这些分配，未来任何重新确定的事件都将影响银禧股的参与权益。
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目录表
Jubilee油田位于加纳近海约60公里处，水深约1,000至1,800米，这导致了实施基于浮式生产储油船的开发的决定。浮式生产储油船的设计目的是提供水和天然气注入，以支持储层压力，加工和储存石油，并通过管道将天然气输送到大陆。朱比利油田继续分阶段开发。初期阶段提供海底基础设施能力，以便在今后的开发阶段钻探更多的生产井和注水井。朱比利油田的分阶段开发在2023年继续进行，成功地将四口生产井和两口注水井投入使用，其中包括三口井(两口生产井和一口注水井)，作为朱比利东南项目成功启动的一部分。朱比利东南项目还包括安装一个新的海底生产歧管。开发钻探活动计划在2024年继续进行。2024年第一季度初，一口新的注水井和一口新的生产井上线。该合作伙伴关系预计，在我们预计钻井合同结束之前，2024年将再投入使用三口井，其中包括两口生产井和一口注水井。
2022年，该伙伴关系平均每天从Jubilee气田向大陆出口约9800万标准立方英尺(毛)天然气。2022年12月，与加纳政府签署了一项19Bcf(毛额)的临时天然气销售协议，允许以每MMBtu 0.5美元的价格出售天然气。2023年1月，大约19Bcf的Jubilee瓦斯(恢复原来的10 Bcf数量)已根据GSA标签条款以每MMBtu 0.50美元的价格出售给加纳。Jubilee合作伙伴达成了一项临时协议，以每MMBtu 2.95美元的价格向加纳政府出售Jubilee气田天然气，直至2024年5月，超过Jubilee气田的19 Bcf，同时合作伙伴继续与加纳政府就未来的长期天然气销售协议进行讨论。我们无法从Jubilee油田持续出口伴生天然气，最终可能会影响我们的石油生产，并可能导致我们重新注入或燃烧任何无法出口的天然气。
十
这十个油田位于DT区块的西部和中部，距离加纳近海约48公里，水深约为1000至1700米。这些发现是与共享基础设施和单一FPSO共同开发的，第一批石油于2016年生产。与Jubilee类似，十个油田也是分阶段开发的。十个吊舱的设计包括一个可扩展的海底系统，可以提供多个阶段。
2017年，延禧和十大气田之间天然气管道的建设和连接完成，将天然气输送到内地加工和销售。2017年12月，我们签署了GSA标签。该伙伴关系目前正在与加纳政府就未来的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。如果修订后的发展计划被推迟或未获批准，可能导致投资和发展活动减少或推迟十分之一。我们无法从十大气田持续出口伴生天然气，最终可能会影响我们的石油生产，并可能导致我们重新注入或燃烧任何无法出口的天然气。

美国墨西哥湾
在美国墨西哥湾，Kosmos认为：(I)Kosmos可以继续开发的生产资产组合，(Ii)发现的资源机会，以及(Iii)DeSoto Canyon、Green Canyon、Keathley Canyon、Missisippi Canyon和Walker Ridge延长地区以基础设施为主导的勘探前景的高质量清单。我们通过美国墨西哥湾联邦租赁销售和房屋租赁交易来扩大我们的库存。

以下是我们在美国墨西哥湾的主要油田的简要讨论。
零工

奇数作业油田是从三口中中新世油井通过Delta House FPS生产的，由墨菲运营。2022年6月，作为奇数作业油田的运营商，我们与海底7号(美国)有限责任公司和一号海底有限责任公司签署了一份价值1.316亿美元(毛)的合同，在奇数作业油田制造和安装一个潜水泵。截至2023年底，Odd作业现场潜水泵安装项目约完成90%，预计上线日期约为2024年年中。该项目预计将维持奇数工作领域的长期生产。

龙卷风

Tornado油田通过Helix Producer I从上新世的三口油井进行生产，Helix Producer I是一个船形、动态定位的生产平台，位于美国墨西哥湾的深水地带，由Talos Energy运营。
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科迪亚克

科迪亚克油田由两口井生产，这两口井在中中新世砂岩中完成。这些油井流经由埃尼美国运营公司(“埃尼”)运营的魔鬼塔Spar平台。其中一口油井，科迪亚克-3加密井，于2021年4月投入使用。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。这口井被偏离了轨道，科迪亚克-3st井于2022年9月上线。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。修井计划已经制定，预计将在2024年年中左右开始。

临冬城

2021年1月，我们宣布临冬城1号探井在两段时间内遇到了大约26米(85英尺)的净石油收入。临冬城是为了测试位于绿色峡谷944区块的上中新统盐下勘探而设计的。2022年1月，绿峡谷943区块的临冬城2号评价井被钻探，以评价原临冬城发现西北部邻近的断块，旨在测试临冬城1井的两个含油层位，勘探尾部进入更深的层位。这口井在第一层和第二层发现了大约40米(120英尺)的净油层，其含油饱和度和孔隙度比钻井前预期的要好。勘探尾部在一个更深的储集层中发现了额外的含油层，这在紧邻其北的区块也是有前景的。2022年第三季度，临冬城油田的油田开发计划得到了所有合作伙伴的批准，作为对Oxy运营的海德堡设施的五口井的回馈。第一阶段的开发钻井计划包括侧钻和完成临冬城1号井，完成临冬城2号井，以及钻探和完成临冬城1号发现井东南邻近断块的临冬城3号井。开发钻探计划于2023年第三季度开始，侧钻并于2023年第四季度完成临冬城1号井。临冬城2号油井于2024年第一季度初完工。临冬城3号油井预计将于2024年晚些时候开始钻探。此外，还签署了东道国设施生产搬运协议和石油出口协议。该项目第1A期的第一批生产计划于2024年第二季度初开始。

提比略

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。初步的流体和岩心分析支持油井的生产潜力，其特征与Wilcox趋势中类似的附近发现类似。我们现在正在与合作伙伴合作，为这一发现制定发展方案。

毛里塔尼亚
于二零一二年六月，我们与毛里塔尼亚伊斯兰共和国订立石油合约，涵盖毛里塔尼亚C8海上区块。在毛里塔尼亚政府和承包商分享利润石油之前，成本回收石油将从总产量的55%（天然气为62%）中分配给承包商。利润石油然后根据“R因子”份额进行分配，其中R因子是累计净收入除以累计投资。在毛里塔尼亚政府选举中，政府可以现金或实物形式获得其生产份额。27%的公司税率适用于许可证级别的利润。于二零二二年六月，毛里塔尼亚海上C8区块的勘探期届满，而于二零二二年十月，该合作伙伴与毛里塔尼亚政府签订新石油合约，涵盖C8区块的BirAllah及Orca发现。新石油合同（名为BirAllah）提供长达30个月的时间提交开发计划，涵盖BirAllah和/或Orca发现，新石油合同的条款基本上类似于C8区块的前石油合同，并增加了毛里塔尼亚政府的补充权利，当地内容，SMH的能力建设和一个环境基金。Kokeros在新石油合同中的参与权益为28.0%，SMH完全选择他们的回归权将使Kokeros的参与权益减少到约22.1%。
C8和BirAllah区块位于毛里塔尼亚近海毛里塔尼亚盐盆地的西缘，水深100至3,000米。这些区块位于已探明的石油系统中，我们的主要目标是构造和地层圈闭中的白垩纪砂岩。
C8和BirAllah区块总面积约为73.5万英亩（毛）。我们已经获得了大约580线公里的二维地震数据和3,000平方公里的三维地震数据，覆盖了我们的部分地区。
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毛里塔尼亚的街区。基于这些二维和三维地震程序，我们已经在C8区块（现在的Greater Tortue Ahmeyim）和现在的BirAllah区块钻了三口成功的勘探井和一口评价井。
塞内加尔
圣路易斯近海Profond区块和Cayar近海Profond区块位于塞内加尔河白垩纪石油系统，水深从300米到3，100米不等。该地区是毛里塔尼亚盐盆地石油系统的延伸。我们在这些塞内加尔区块上采集了大约3,700平方公里的三维地震数据。我们已经成功地钻了三口探井和两口评价井。
于二零一八年六月，我们进入塞内加尔Cayar Offshore Profond及Saint Louis Offshore Profond区块勘探期的最后续期阶段。于二零二一年七月，Cayar Offshore Profound许可证的年期再延长最多三年，至二零二四年七月结束。我们目前正在与塞内加尔政府合作，进一步延长Cayar Offshore Profond许可证的期限。如果取得商业成功，我们有权在政府授予的开采授权后25年内开发和生产石油和/或天然气，在某些情况下可以延长两次，每次为期10年。St. LouisOffshore Profound许可证的勘探期于二零二一年七月届满。
以下是我们迄今在毛里塔尼亚和塞内加尔近海发现的简要讨论。
大Tortue Ahmeyim开发
2015年5月毛里塔尼亚C8区块的Tortue-1井和2016年1月塞内加尔圣路易斯近海Profond区块的Guembuel-1井发现的Greater Tortue Ahmeyim油田覆盖了C8和圣路易斯近海Profond区块内的区域。毛里塔尼亚和塞内加尔同意在2018年2月签署的国家间合作协议（ICA）中将大托尔图艾哈迈伊姆油田统一起来，以实现最佳资源回收。GTA UUOA由C8和圣路易斯海上Profond区块的承包商集团达成一致，并于2019年2月获得毛里塔尼亚和塞内加尔相关部长的批准。BP毛里塔尼亚和BP塞内加尔是联合作业者，负责大托尔图艾哈迈伊姆油田的初期开发。在2019年第二季度，SMH和PETROSEN选择将其各自在Greater Tortue Ahmeyim单位中的权益增加到各自石油合同允许的最大百分比。选举后，我们于毛里塔尼亚近海C8区块及塞内加尔近海Saint Louis Offshore Profound勘探区的权益维持不变，然而，我们于Greater Tortue Ahmeyim单位的权益现为毛里塔尼亚26. 8%及塞内加尔26. 7%，并须根据GTA UUOA的条款重新厘定参与权益。2019年2月，毛里塔尼亚和塞内加尔分别为大多伦多UUUOA覆盖的Greater Tortue Ahmeyim Unit地区颁发了开采许可证。
Greater Tortue Ahmeyim发现是白垩纪石油系统外侧的重要油气发现，位于毛里塔尼亚和塞内加尔近海约120公里处。Greater Tortue Ahmeyim开发项目横跨毛里塔尼亚近海C8区块和塞内加尔近海Saint Louis近海Profond区块。
我们在大Tortue Ahmeyim开发项目Tortue-1、Guembeul-1、Ahmeyim-2和Greater Tortue Ahmeyim-1(GTA-1)内钻探了四口勘探井和评估井。这些井穿透了多个优质气藏，包括下切诺曼统、上切诺曼统和下部阿尔比亚气藏。这些井成功地圈定了Ahmeyim和Guembeul气藏的发现，并证明了储集层的连续性，以及在下切诺马尼亚储集层内钻探的三口井之间的静压通信。这些发现的水深从大约2700米到2800米不等，总钻探深度从大约5100米到5250米不等。
位于毛里塔尼亚近海C8区块的Tortue-1发现井与大约117米的碳氢化合物净产层相交。在下切诺马期目标中发现了一个单一的气藏，该气藏由三个气藏组成，总厚度为88米，总碳氢化合物层段为160米。第四个储集层总长19米，在上切诺马尼亚目标内穿过150米的总碳氢化合物层段。探井还在阿尔比亚下部额外增加了10米的净碳氢化合物产层，这被解释为天然气。
Guembeul-1发现井位于塞内加尔圣路易斯近海探区北部，位于毛里塔尼亚Tortue-1探井以南约5公里处。该井在两个优质储层中遇到了101米的净产气量，其中包括下切诺曼统的56米和下部阿尔比亚层的45米，没有遇到水。
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Ahmeyim-2评估井位于毛里塔尼亚近海C8区块，西北约5公里，位于开启盆地的Tortue-1发现的向下200米处。这口井证实了向下倾斜的总储集层序显著增厚。Ahmeyim-2井在两个优质储集层中遇到了78米的净气藏，其中包括下切诺曼统的46米和下部阿尔比亚层的32米。
大托尔图艾哈迈伊姆1(GTA-1)评价井是在大托尔图艾哈迈伊姆油田单元开发区内的东部背斜上钻成的。GTA-1井在阿尔比亚优质油层中净产气约30米。该井是在Guembeul-1A井和Tortue-1井内侧约10公里处约2500米深的水中钻成的，总深度为4884米。

2017年，我们在Tortue-1井上完成了DST，证明Tortue油田是世界级资源，并确定了包括油井产能、储层连通性和流体组成在内的关键开发参数。在主延长流动期内，Tortue-1井以持续的、设备受限的大约60MMcfd的速度流动，压降最小，这为每口能够生产大约200MMcfd的井设计提供了信心。DST结果证实，每口井的连通体积与当前的开发方案一致，再加上高井率，预计与同等方案相比，开发井的数量将较少。在测试过程中收集的流体样本的初步分析表明，Tortue气体非常适合液化，因为液体水平较低，杂质最少。

2018年12月，我们和我们的合作伙伴宣布，Greater Tortue Ahmeyim项目一期的最终投资决定已达成一致。Greater Tortue Ahmeyim项目旨在从深水海底系统生产天然气到中水FPSO，后者对天然气进行处理，使其准备液化，并通过管道将天然气输送到FLNG设施。FLNG设施受保护在近岸枢纽(用作防波堤和液化天然气终端)后面，位于毛里塔尼亚北部和塞内加尔北部海上边界。第一阶段的FLNG设施的设计平均年产量约为250万吨。该项目将为全球出口提供液化天然气，并在毛里塔尼亚和塞内加尔提供天然气供国内使用。经过竞争性招标过程，BP Gas Marketing(“BPGM”)被选为Greater Tortue Ahmeyim第一期液化天然气承接的买方，Tortue第一期SPA于2020年2月签署，初始期限为10年，卖方可选择将期限再延长10年。此外，为了优化Greater Tortue Ahmeyim第一阶段天然气生产的销售商业价值，Kosmos已开始与潜在买家合作，利用我们现有Tortue第一阶段SPA下的现有合同权利潜在地销售货物，以便从强劲的远期天然气价格前景中受益，同时履行我们与BPGM的合同义务。BPGM不同意我们的立场，我们同意BPGM寻求国际仲裁，以解释SPA的相关条款。
到2023年年底，该项目的第一阶段大约完成了90%，项目的第一批天然气目标是在2024年第三季度。操作员已成功钻探并完成了第一阶段启动所需的所有四口井。民阵建造于2023年完成，该船于2024年第一季度抵达毛里塔尼亚/塞内加尔近海。目前正在进行接驳和预调试工作。枢纽航站楼的建设工作已经完成，2023年8月完成了运营移交。在安装内场输油管和海底结构方面取得了重大进展。工程于2023年第四季度重新开工，预计于2024年第二季度末完成。浮式生产储油船目前在特内里费岛的一家造船厂检查和维修导流线。这项工作预计在2024年第二季度初完成并运往项目现场，然后才能完成最后的连接和调试。

毛里塔尼亚和塞内加尔的其他发现
BirAllah和Orca的发现
位于毛里塔尼亚近海BirAllah区块的BirAllah发现(前身为MarSouin)是一项重大的延伸天然气发现，建立在我们在毛里塔尼亚近海白垩纪外侧石油系统成功勘探项目的基础上。2015年11月，位于Ahmeyim发现以北约60公里处的MarSouin-1井在近2400米的水中被钻至总深度5150米。根据对钻井结果和测井数据的分析，MarSouin-1在由优质储集砂组成的Cenomania上下两个区段遇到了至少70米的净天然气产层。
位于毛里塔尼亚近海BirAllah区块的Orca-1井于2019年10月钻探，并交付了一个重大天然气发现。Orca-1井的目标是之前未经过测试的阿尔比海油田，该井在优质储层中遇到了36米的净气藏。此外，该井延长了塞诺马尼亚油田的球道，确认了相对于原来的马苏安-1发现井在下部结构位置的11米净天然气产层。Orca-1井的位置证明了
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圈闭的结构和地层组件正在发挥作用，因此支持了相当大的体积。Orca-1井在大约2510米深的水中钻井，测得的总深度约为5266米。

总而言之，我们认为，马苏因-1号和奥卡-1号已经降低了大量资源的风险，以支持在比阿拉地区的塞诺马尼亚和阿尔比安地区潜在的世界规模的液化天然气项目。BirAllah和Orca的发现正在被分析为潜在的联合开发。2022年10月，该伙伴关系和毛里塔尼亚政府签署了一份新的石油合同，涵盖BirAllah和Orca的发现。新的石油合同为合作伙伴关系提供了长达30个月的时间来提交一份涵盖BirAllah和/或Orca发现的开发计划，新石油合同的条款与以前的C8区块石油合同基本相似，并增加了关于毛里塔尼亚政府增强回入权、当地内容、SMH的能力建设和环境基金的条款。

Yakaar和Teranga发现

Teranga发现位于达喀尔西北约65公里处的卡亚尔近海深水区块，是我们在塞内加尔近海的第二口探井。Teranga-1发现井位于近1800米深的水中，钻探总深度约4850米。该井在下新生代目标优质储层中遇到了31米的净产气量。钻井结果证实，一条多产的船内天然气航道从毛里塔尼亚的MarSouin-1井向南延伸约200公里，穿过海上边界上的Greater Tortue Ahmeyim地区，一直延伸到塞内加尔的Teranga-1井。
Yakaar矿藏位于塞内加尔近海的卡亚尔近海石油区块，位于达喀尔西北约95公里处，水深约2,600米。Yakaar-1发现井的总深度约为4900米。该井在下切诺马尼亚主要目标的三个油气藏中与120米长的总碳氢化合物柱相交，遇到了45米的净油层。2019年9月，我们完成了Yakaar-2评价井，遇到了大约30米的净产气量。Yakaar-2井是在距离Yakaar-1探井约9公里处钻探的，并进一步划定了油田的南部延伸。

Yakaar-2井的结果支持了我们的观点，即Yakaar-Teranga资源基础是世界规模的，有潜力支持一个向国内和出口市场提供大量天然气的液化天然气项目。Yakaar-Teranga的开发正在分阶段进行考虑，第一阶段提供国内天然气和数据，以优化未来阶段的开发。它还可以支持该国在2014年由塞内加尔政府总裁发起的“塞内加尔紧急行动计划”。

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，然而，BP决定不参与Yakaar和Teranga发现的开发和开采。根据卡亚尔近海油气区块勘探和生产共享合同及相关联合经营协议(“联合经营协议”)的规定，BP已放弃其对Yakaar和Teranga发现的权利。根据《联合声明》的规定，Kosmos已根据合同和《联合声明》承担了BP的参与权益，并已成为Cayar Offshore Proond区块的运营商，惯例政府批准已于2024年1月18日生效。Cayar Offshore Proond区块的参与权益现为：Kosmos 90%及Petrosen 10%，Petrosen有权在发出开采授权书后将其参与权益增加至最多35%。

赤道几内亚
2018年3月，我们与赤道几内亚共和国签署了EG-21和S区块的石油合同。Kosmos目前持有EG-21区块80%的权益和S区块34%的权益。赤道几内亚国家石油公司GEPetrol目前在勘探期间拥有每个区块20%的附带权益。如果有商业发现，GEPetrol在该区块的20%附带权益将转换为20%的参与权益。二零二二年十二月，本公司批准将EG-21区块的第一勘探分段延长至二零二四年十二月，并获正式批准继续进行S区块于二零二四年十二月结束的第二勘探分段。2023年3月，我们与帕诺罗完成了一项分包协议，根据该协议，帕诺罗收购了赤道几内亚近海S区块6.0%的参与权益。由于分包协议，科斯莫斯在S区块的参与权益降至34.0%。

2018年6月，我们与Ophir的一家子公司完成了赤道几内亚近海EG-24区块的自建协议，据此我们获得了40%的非运营参与权益。2019年第一季度，我们收购了Ophir的剩余
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由于拥有该区块的权益和经营权，Kosmos拥有EG-24区块80%的股份。在勘探期间，GEPetrol目前拥有20%的附带权益。2022年12月，我们获得正式批准，进入2024年12月结束的勘探期的第二个分阶段。如果有商业发现，GEPetrol的20%附带权益将转换为所有开发和生产业务的30%参与权益。

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。Kosmos拥有该区块24%的参与权益，运营商Panoro拥有56%的参与权益。在勘探期间，GEPetrol目前拥有20%的附带参与权益。如果有商业发现，GEPetrol的20%附带权益将转换为20%的参与权益。EG-01区块目前占地约59,400英亩(240平方公里)，首次勘探期限为自生效日期(2023年3月1日)起三年。

EG-01、EG-21、EG-24和S区块位于几内亚湾南部赤道几内亚共和国，里约穆尼石油省以西，水深可达2,300米。这些区块位于已探明的含油气系统中，我们的主要目标是构造和地层圈闭中的白垩系砂岩。总体而言，勘探石油合同覆盖了大约7500平方公里，我们在这些区块上拥有超过6400平方公里的3D地震。地震资料正在进行解释，未来钻井的高等级前景正在成熟。

Ceiba田野和奥库姆建筑群
在赤道几内亚，我们在Ceiba油田和Okume综合设施中保持40.4%的不可分割的参与权益。几内亚湾的这些离岸资产通过生产提供现金流，有可能通过与现有基础设施的潜在低成本捆绑而通过勘探机会增加产量。

Ceiba油田和Okume综合体的共同开发包括六个海底井群，向Ceiba浮式生产储油船提供生产，这两个油田通过立管系统共享。奥库姆综合设施包括六个平台，以及一条出口生产线，将奥库姆的生产转移到Ceiba FPSO。

2022年5月，Kosmos及其合资伙伴与赤道几内亚矿产和碳氢化合物部达成协议，延长G区块石油合同期；将Ceiba油田和Okume Complex生产许可证的到期时间(分别从2029年和2034年)统一至2040年。许可证扩展支持许可证的下一阶段投资。

2023年Ceiba油田和Okume综合开发钻井平台活动于2023年第四季度开始。该行动最初完成了一次生产井修井。然而，由于钻井平台的安全问题，运营商于2024年2月初终止了钻井平台合同。双方正在寻求一个替代钻井平台和钻井承包商，以恢复工作，计划包括钻探G区块的充填生产井和S区块的Akeng Deep ILX探矿。

ASAM发现

2019年10月，在赤道几内亚近海S区块，S 5探井钻井总深度4400米，在优质桑托尼亚油层遇到39米的净产油量。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，以确定已发现资源的规模并评估最佳开发解决方案。2022年12月，作为评估工作方案的一部分，向赤道几内亚政府提交了阿萨姆实地评估报告。
圣多美和普林西比
我们是几内亚湾圣多美和普林西比海上第5号区块石油合同的运营商。该区块覆盖面积约50万英亩(总面积)，水深从2150米到3000米不等。
我们的区块毗邻赤道几内亚和加蓬北部近海已探明的多产油气系统，是该系统的潜在延伸，该系统包括白垩纪后裂谷后烃源岩和晚白垩世储集层。
2017年8月，我们完成了圣多美和普林西比近海约2500平方公里的三维地震调查。处理已经完成，三维地震数据已经整合到我们的地质评价中。我们
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继续完善圣多美和普林西比许可证区的前景清单，并将继续完善和评估前景。2023年第二季度，我们获准将圣多美和普林西比海上5号区块的勘探阶段延长至2024年5月。
我们的储备
下表列出了截至2023年12月31日我们估计的已探明储量的摘要信息。补充资料见“财务报表和补充数据--补充石油和天然气数据(未经审计)”。
截至2023年12月31日、2022年和2021年，我们估计的已探明储量与我们在加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美国墨西哥湾的油田有关。
石油和天然气储量综述
 
2023年净探明储量(1)
2022年净探明储量(1)
2021年净探明储量(1)
 
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然气(3)		总计
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然气(3)		总计
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然气(3)		总计
 (MMbbl)(Bcf)(Mmboe)(MMbbl)(Bcf)(Mmboe)(MMbbl)(Bcf)(Mmboe)
储量类别         
已被证明是发达的
加纳(2)46 79 60 43 40 50 52 56 61 
赤道几内亚19 16 22 20 16 23 20 11 22 
毛里塔尼亚/塞内加尔— — — — — — — — — 
美国墨西哥湾15 12 17 21 17 24 28 20 31 
已探明开发总量81 106 99 84 73 96 100 87 115 
事实证明是未开发的
加纳(2)47 56 56 56 9 58 68 12 70 
赤道几内亚5 — 5 5 — 5 5 — 5 
毛里塔尼亚/塞内加尔
7 628 112 7 618 110 8 590 106 
美国墨西哥湾6 6 7 6 7 8 4 6 5 
已探明未开发的总数(4)
64 690 179 74 634 180 85 608 186 
科斯莫斯总探明储量145 797 278 158 707 276 185 695 301 
______________________________________
(1)由于四舍五入，表中的合计不能相加。
(2)我们与Jubilee油田相关的储量是基于WCTP区块和DT区块之间54.4%/45.6%的重新确定比例。上表反映了2021年10月在加纳收购的额外权益以及2022年3月与图洛公司的优先购买权交易。关于与Tullow的优先购买权交易的讨论，见“项目8.财务报表和补充数据--附注3--收购和剥离”。
(3)这些储量包括大Tortue Ahmeyim一期项目作为液化天然气出口的估计数量，这是Tortue SPA于2020年2月敲定的结果。我们注意到，在我们的2021年储量报告中，液化天然气在MBOE中作为植物产品介绍。我们在加纳的天然气储量包括预计将出售给加纳政府的天然气。如果将来与加纳政府签订长期天然气销售协议，则剩余天然气的一部分可被确认为储量。
这些天然气储量还包括在正常野外作业期间运营Jubilee和10个浮式生产储气站、赤道几内亚设施和Greater Tortue Ahmeyim设施所需的估计燃料气数量。对于加纳，2023年、2022年和2021年，已探明的天然气总储量包括与Jubilee和加纳近海10个气田有关的燃料气，分别约为19.9bcf、22.9bcf和30.0bcf。我们在赤道几内亚的天然气储量都与燃料气有关。就毛里塔尼亚/塞内加尔而言，2023年、2022年和2021年已探明天然气总储量分别包括约52.3bcf、51.0bcf和51.0bcf的燃料气。对于美国墨西哥湾，2023年已探明的天然气总储量包括约1.1Bcf的燃料气。
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目录表
(4)截至2023年12月31日，已探明的未开发储量自首次披露以来预计将在五年后开发，这些储量都与毛里塔尼亚和塞内加尔的Greater Tortue Ahmeyim项目有关，该项目是根据具有长期液化天然气销售义务的持续钻井计划开发的长期项目。
(5)天然气液体探明储量在我国总探明储量中只占很小的一部分。因此，我们有汇总的天然气液体和原油/凝析油储量信息。

截至2023年12月31日止年度，Greater Jubilee的变化包括主要由于积极的油田表现、增加的天然气销售确认和积极的钻井结果而积极修订35.1 MBoe，但被Jubilee 12.8 MBoe的净产量所抵消。Jubilee没有与商品价格影响相关的变化。这些修正导致总体上增加了22.4MBoe。Ten的变化包括负修订12.6MBoe，这主要是由于合作伙伴对Ten油田的开发工作范围和油井业绩的变化，Ten净产量为1.3MBoe，总体储量减少13.9MBoe。十年中与大宗商品价格效应相关的变化不大。赤道几内亚的变化包括由于实地表现而对3.0MBoe的正面修正，但被与0.7MBoe的商品价格影响和3.5MBoe的净产量相关的负面修正所抵消。赤道几内亚的总净储备减少了1.1MBoe。毛里塔尼亚和塞内加尔的变化包括，由于优化了大Tortue Ahmeyim第一阶段项目的时间安排，对1.3MBoe进行了小幅积极修订。与商品价格对毛里塔尼亚和塞内加尔储备的影响有关的变化不大。美国墨西哥湾的变化包括主要受奇数作业和龙卷风油田的表现以及Marmalard油井钻探的负面影响而导致的2.3MBoe的负面修正。截至2023年12月31日的一年，美国墨西哥湾的净产量为5.6百万桶，总储量减少了7.9百万桶。与美国墨西哥湾大宗商品价格效应相关的变化并不重要。
在截至2023年12月31日的年度内，我们的已探明未开发储量总体减少1.3 MBoe，原因包括销售天然气的增加和基于Jubilee现有油井业绩改善而积极修订未来油井预测(+26.0MBoe)、Jubilee积极的钻井结果(+0.7MBoe)，被合作伙伴关系开发工作范围的变化和计划中十口油井的预测(-6.4MBoe)所抵消，从Okume钻井计划中移除一口计划油井(-0.3MBoe)，优化了Greater Tortue Ahmeyim一期项目的时机(+1.3MBoe)，并改变了美国墨西哥湾几个油田的回收(-0.3MBoe)。2023年与钻井相关的已探明未开发储量转换为已探明已开发储量包括在Jubilee钻探五口井(-21.5 MBoe)和在Marmalard钻探一口井(-0.8 MMBoe)。
在Greater Jubilee，我们将21.5 MBoe已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，钻探五口井，成本约为980万美元，以及约9130万美元的海底成本。此外，我们在油井上花费了大约4050万美元，预计这些油井将在未来几年进行改造。在毛里塔尼亚和塞内加尔，我们花费了大约2.598亿美元推进Greater Tortue Ahmeyim第一阶段开发，目标是在2024年第三季度为该项目提供第一批天然气。在美国墨西哥湾，我们在Marmalard油田钻探一口井，以大约1650万美元的成本转换了0.8MBoe。此外，我们花费了大约4900万美元安装Odd Job潜水泵，并花费了大约6750万美元用于开发临冬城油田。

截至二零二二年十二月三十一日止年度，Greater Jubilee的变化包括主要由于积极的钻探结果及现场表现而修订11.7MBoe，但因于2022年3月达成Tullow优先认购交易而修订为负7.5MBoe，以及Jubilee的净产量为11.3MBoe。这些修订导致准备金总体减少7.1MBoe。TEN的变化包括负修正5.5MBoe，这主要是受最近油井表现的推动。2022年3月Tullow优先购买权交易的达成导致9.1 MBoe的额外负修正，以及2.0MBoe的净10产量。这些修订导致准备金总体减少16.7百万桶。赤道几内亚的变化包括在G区块石油许可证延期和大宗商品价格改善的推动下，积极修订了4.0MBoe。由于Ceiba生产业绩和顶部优化，额外的积极修正为0.9MBoe，被赤道几内亚3.7MBoe的净产量所抵消。这些修订导致总储量增加了1.2百万桶，天然气储量的变化可以忽略不计。毛里塔尼亚/塞内加尔的变化包括，由于钻探生产井而扩大了油田，因此天然气产量增加了4.7百万桶，根据最新的产量估计，凝析油的产量减少了0.7百万桶。这些修订导致准备金总体增加4.0MBoe。美国墨西哥湾的变化包括与临冬城发现有关的3.0MBoe的积极修订，以及与收购Kodiak油田额外权益有关的0.8MBoe的积极修订。这些变化被2.0 MMBoe的负面修订所抵消，该修订基于最近在奇数作业和龙卷风中的水突破，以及科迪亚克生产问题。截至2022年12月31日的一年，美国墨西哥湾的净产量为640万桶。这些修订导致准备金总体减少4.6 MBoe。
在截至2022年12月31日的年度内，由于几个因素，我们的已探明未开发储量总体减少了5.6百万桶，这是几个因素的结果，包括2022年3月Tullow优先认购交易的影响(-7.9百万桶)，
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目录表
优化Jubilee(+4.0MBoe)和Ten(+2.1MBoe)的未来钻探，钻探生产井和向下调整凝析油(+4.0MBoe)导致的Greater Tortue油田扩展，优化美国墨西哥湾的未来开发计划(+1.3MBoe)，在2022年期间购买Kodiak油田的原地矿产(+0.2MBoe)和临冬城发现(+3.0MBoe)。钻井活动对已探明的未开发储量变化的影响包括在Jubilee钻探三口井(-4.6 MMBoe)，十分之一的井(-5.8 MMBoe)，以及Kodiak的一口井(-2.0 MMBoe)。我们注意到，赤道几内亚已探明的未开发储量的变化可以忽略不计。
在Greater Jubilee，我们将4.6百万桶已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，钻探了三口井，成本约为7510万美元。在十年中，我们将5.8百万桶已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，钻探一口井，成本约为1,360万美元。在美国墨西哥湾，我们将已探明的未开发储量2.0百万桶转化为已探明的已开发储量，在科迪亚克钻了一口井，成本为1,360万美元。
在截至2021年12月31日的年度内，大禧年的变化包括积极修订49.1 MBoe，其中39.9 MBoe于2021年10月13日收购加纳的额外权益。其他9.2 Mb的增加主要是由于现场表现、积极的钻探结果以及对未来开发计划的优化。新增股份部分被Greater Jubilee生产净额7.4MBoe所抵销，其中包括自2021年10月13日(收购日期)开始在加纳收购额外权益所产生的生产。Ten的变化包括积极修订18.2 MBoe，其中16.2 MBoe是在收购加纳的额外权益时获得的。其他2.0MBoe的增加主要是由于估计的伴生气体销售增加。净产量为2.2MBoe，部分抵消了增加的产量。赤道几内亚的变化包括与Okume Complex性能和钻探结果相关的3.7MBoe的增加，但被3.6MBoe的净产量所抵消。美国墨西哥湾的变化包括由于某些油田的强劲表现而增加了4.4MBoe，但被美国墨西哥湾7.2MBoe的净产量所抵消。
在截至2021年12月31日的一年内，由于多个因素，我们的已探明未开发储量总体增加了136.3 MBoe，包括收购加纳的额外权益(大禧年+22.7MBoe，TEN+6.6MBoe)，优化大Jubilee的未来钻探(+17.8MBoe)，增加一口未来开发井并优化美国墨西哥湾和赤道几内亚的未来开发计划(+6.8MBoe)，以及由于项目进展和油价上涨而导致的大Tortue Ahmeyim项目的经济状况(+106.5 MBoe)。钻探活动对已探明的未开发产量变化的影响包括在Greater Jubilee的两口井(-17.1 MMBoe)、十分之一的井(-3.6 MBoe)、赤道几内亚的两口井(-1.2 MBoe)和美国墨西哥湾的Tornado的一口井(-2.1 MMBoe)。
在Greater Jubilee，我们将17.1百万桶已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，钻探了两口井，成本为2,520万美元。在十年中，我们以890万美元的成本钻探了一口井，转化了360万桶已探明的未开发储量。在赤道几内亚，我们花费3560万美元钻探了两口油井，并更换了某些海底基础设施，将180万桶已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量。在美国墨西哥湾，我们将210万桶已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量，并在Tornado钻探了一口油井，成本为1900万美元。
估计探明储量
除非本报告中另有明确说明，有关我们截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的估计净探明储量的概要数据已由我们的独立储量工程公司RSC根据美国证券交易委员会适用于参与石油及天然气生产活动的公司的规则及规例编制。这些规则要求SEC报告公司使用储量定义和基于12个月历史未加权首日平均价格而不是年终价格的定价来编制储量估计。有关SEC规则下的探明储量定义，请参阅“术语表和选定的缩写”。有关我们的独立后备工程师的更多信息，请参阅下面的“-独立石油工程师”。
我们的估计探明储量和相关的未来净收入，PV-10和标准化措施是根据美国证券交易委员会的探明储量规则确定的。
未来净收入是指扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）后的探明储量销售的预计收入。于2023年12月31日的有关计算乃根据于2023年12月31日的有效成本及截至2023年12月31日止年度每月首日价格的12个月未加权算术平均数计算，并就预期市场溢价作出调整，而不考虑衍生工具交易，并于资产的整个年期内维持不变。不能保证探明储量将于所示期间内开采，或价格及成本将维持不变。
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目录表
独立石油工程师
Ryder Scott Company，L.P.
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们的独立后备工程师RSC成立于1937年。80多年来，RSC一直为全球石油行业提供服务，包括发布储量报告和审计，石油和天然气资产评估，包括公平市场价值确定，油藏模拟研究，提高采收率服务，专家证人证词和管理咨询服务。RSC的专业人员订阅了专业行为准则，RSC是德克萨斯州的注册工程公司。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们委聘RSC就我们若干油气资产的探明储量范围及价值编制独立估计。这些报告是应我们的要求编制的，以估计我们的储备和相关的未来净收入以及其中所示期间的PV-10。我们于2023年、2022年及2021年12月31日的估计储量及于2023年、2022年及2021年12月31日的相关未来净收入及PV-10取自RSC根据RSC认为业内常用的石油工程及评估原则以及SEC制定的定义及现行法规编制的报告。2023年12月31日的储量报告于2024年1月15日完成，副本作为本报告的附件。
就编制二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日的储量报告而言，RSC自行编制其对探明储量的估计。在储量评估过程中，RSC并未独立核实我们提供的有关所有权权益、油气产量、试井数据、运营及开发的历史成本、产品价格或与油田当前及未来运营及产品销售有关的任何协议的信息及数据的准确性及完整性。然而，如在审查过程中，RSC注意到某些事项，以致对任何该等资料或数据的有效性或充分性产生疑问，RSC在圆满解决有关问题或独立核实该等资料或数据之前，不会依赖该等资料或数据。RSC独立编制储量估计，以符合SEC的指导方针，包括“合理确定性”的标准，因为它涉及在现有经济和经营条件下对未来几年储量可回收性的预期，符合S-X法规规则4 - 10（a）（2）的定义。RSC根据其评估，于二零二三年十二月三十一日就我们的探明储量发布报告。RSC在估计中的主要经济假设包括以各自调整后的基准价格出售碳氢化合物的能力和未来资本支出的某些水平。假设、数据、方法及先例适用于该等报告所服务的目的，而RSC使用其认为在编制报告的情况下所需的所有方法及程序。
用于确定探明储量的技术
根据美国证券交易委员会的规定，探明储量是指石油和天然气的数量，通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计从给定日期开始，在现有的经济条件下，从已知的储层中经济地生产，操作方法和政府法规。“合理确定性”一词意味着对实际开采的石油和/或天然气数量将等于或超过估计数的高度信心。合理的确定性可以通过使用已被证明有效的技术来确定，这些技术可以通过对同一储层段、类似储层中的项目的实际产量进行比较来证明，也可以通过使用可靠的技术来确定合理的确定性的其他证据来证明。可靠的技术是一组一种或多种技术（包括计算方法），这些技术已经过现场测试，并已被证明可以在被评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的合理确定的结果。
为了合理确定我们的估计探明储量，RSC采用了经证明可产生一致性和可重复性结果的技术。估算我们的探明储量所使用的技术和经济数据包括但不限于生产和注入数据、电测井、放射性测井、声波测井、全岩心分析、井壁岩心分析、井下压力和温度测量、储层流体样品、地球化学信息、地质图、地震数据、试井和干扰压力和速率数据。未开发地区应占储量乃使用具有类似地质沉积环境、岩石质量、评估计划及开发计划的类似油井的表现估计，以评估估计最终可采储量与原始石油储量的关系。这些定性措施的基准和验证对健全的石油油藏工程原理和方程，以估计最终可采储量体积。这些技术包括但不限于节点分析、物料平衡和数值流动模拟。


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目录表
储量估算过程的内部控制
在我们的油藏工程团队中，我们拥有一支石油工程和地球科学专业人员的内部员工，他们具有丰富的经验，有助于我们的内部储量和资源估计。该团队与我们的独立石油工程师密切合作，以确保在储量和资源估算过程中提供的数据的完整性，准确性和及时性。我们的油藏工程团队负责监督储量估算的编制，拥有超过100年的行业经验，在工程和评估方面的责任越来越大。我们团队的每个成员都至少拥有石油工程或地质学的理学学士学位。我们的油藏工程团队的主要负责人是Douglas Trumbauer先生。Trumbauer先生是德克萨斯州的注册专业工程师（编号78735），在石油工程领域拥有超过38年的实践经验。彼于一九八五年毕业于宾夕法尼亚州立大学，持有石油及天然气工程理学士学位。Trumbauer先生在加入Kobalry Energy之前曾在DeGolyer和MacNaughton工作了20年，我们相信他精通将行业标准实践应用于工程和地球科学评估，以及理解和应用SEC和其他行业储量定义和指导方针。
主要负责编制本报告所载RSC储量报告中的估算的RSC技术人员是Tosin Famurewa先生。Famurewa先生自2006年以来一直在RSC从事石油工程咨询工作。Famurewa先生是得克萨斯州的注册专业工程师（编号100569），在石油工程方面拥有20多年的实践经验。彼于二零零零年毕业于加州大学伯克利分校，取得化学工程及材料科学工程理学学士学位，并于二零零七年取得南加州大学石油工程理学硕士学位。Famurewa先生符合或超过石油工程师协会颁布的石油和天然气储量信息估计和审计标准中规定的教育，培训和经验要求，并精通明智地将行业标准实践应用于工程和地球科学评估以及应用SEC和其他行业储量定义和指南。
审核委员会每年对内部储备及资源估计的发展过程进行监督。此外，我们的油藏工程团队与独立储量工程师的代表会面，以审查我们的资产，并讨论编制储量和资源估计所用的方法和假设。最后，我们的高级管理层每年检讨储量及资源估计。
未开发和已开发面积的总面积和净面积
下表载列有关我们于二零二三年十二月三十一日的许可证及租赁面积的已开发及未开发部分的若干资料。
 发达地区欠发达地区  电流相位
 (英亩)(英亩)总面积（英亩）
探索
 毛收入净（1）毛收入净（1）毛收入净（1）射程
 (单位：万人)
加纳(2)164 43 33 9 197 52 — (2)
赤道几内亚65 26 1,857 1,311 1,922 1,337 
2024年和2026年
毛里塔尼亚— — 735 204 735 204 2025
圣多美和普林西比— — 527 310 527 310 2024
塞内加尔— — 917 743 917 743 2024
美国墨西哥湾(3)110 30 142 76 252 106 
到2033年
(3)
总计339 99 4,211 2,653 4,550 2,752 
______________________________________
(1)根据Kosmos的参与权益，包括已行使的任何期权或补充权(Jubilee、Ten和Greater Tortue Ahmeyim油田)，但在行使现有但尚未行使的任何期权或补充权之前的净面积。我们在加纳的净种植面积可能会受到任何利益重新确定的影响
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目录表
在禧年股和我们在毛里塔尼亚和塞内加尔的净种植面积可能会受到重新确定大托尔图·艾哈迈伊姆股利益的影响。
(2)WCTP石油合同和DT石油合同的勘探期限已经到期。上表所反映的未开发区域为我们探矿区内的面积，在勘探期届满时不应放弃。
(3)我们开发的美国墨西哥湾区块由生产/运营持有，只要相关区块的生产/政府批准的运营继续下去，租赁期就会延长。对于未开发地区，许可证是无关紧要的，有不同的勘探阶段，所有许可证都将在2033年结束。

生产井
生产井包括生产井和有能力生产的井，包括等待连接的井。对于既生产石油又生产天然气的油井，该油井被归类为油井。下表列出了截至2023年12月31日我们感兴趣的生产油气井的数量：
 多产多产  
 石油和油井天然气和油井总计
 毛收入网络毛收入网络毛收入网络
加纳(2)60 19.89 — — 60 19.89 
赤道几内亚80 32.32 — — 80 32.32 
美国墨西哥湾（2）22 6.13 — — 22 6.13 
总计(1)162 58.34 — — 162 58.34 
______________________________________
(1)在162口生产井中，51口（毛）或17口（净）在井筒内有多个完井。
(2)上表反映了我们在加纳和美国墨西哥湾获得的额外权益。见第8项。财务报表及补充资料-附注3-收购及资产剥离”以讨论潜在的优先购买权影响。
钻井活动
过去三年每年钻探及完成之石油及天然气井业绩如下：
 勘探和评价井（1）开发井（1）  
 生产力（2）干燥（3）总计生产力（2）干燥（3）总计总计总计
 毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络
截至2023年12月31日的年度
              
加纳— — — — — — 7 2.70 — — 7 2.70 7 2.70 
毛里塔尼亚/塞内加尔
— — — — — — 1 0.27 — — 1 0.27 1 0.27 
美国墨西哥湾
1 0.25 — — 1 0.25 1 0.11 — — 1 0.11 2 0.36 
总计1.00 0.25 — — 1.00 0.25 9.00 3.08 — — 9.00 3.08 10.00 3.33 
截至2022年12月31日的年度
              
加纳(4)(5)— — 2 0.41 2 0.41 5 1.57 — — 5 1.57 7 1.98 
毛里塔尼亚/塞内加尔
— — — — — — 3 0.80 — — 3 0.80 3 0.80 
总计— — 2 0.41 2 0.41 8 2.37 — — 8 2.37 10 2.78 
截至2021年12月31日的年度
              
加纳（4）— — — — — — 4 1.54 — — 4 1.54 4 1.54 
赤道几内亚— — — — — — 2 0.80 — — 2 0.80 2 0.80 
美国墨西哥湾— — 1 0.38 1 0.38 1 0.29 — — 1 0.29 2 0.67 
总计— — 1 0.38 1 0.38 7 2.63 — — 7 2.63 8 3.01 
______________________________________
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目录表
(1)截至2023年12月31日，已有8口勘探井和评估井被排除在表外，直到确定这些井是否发现了已探明储量。此外，还有10口待完井的开发井也被排除在外。这些油井在下表中显示为“暂停或等待完工的油井”。
(2)生产井是指被发现能够生产足够数量的石油或天然气的探井或开发井，以证明作为石油或天然气生产井的完井是合理的。生产井包括在它们被确定为生产的年份，而不是钻井的年份。
(3)干井是指不是生产井的探井或开发井。干井被包括在被确定为不是生产井的年份，而不是钻井的年份。
(4)上表反映了2021年10月在加纳收购的额外权益以及2022年3月与图洛公司的优先购买权交易。关于与Tullow的优先购买权交易的讨论，见“项目8.财务报表和补充数据--附注3--收购和剥离”。
(5)包括NT-10井和NT-11井，从会计角度来看，这两口井被认为是淘汰井，但作为十项发展计划的一部分进行了钻探。

下表显示了截至2023年12月31日，正在钻井或处于活跃完井阶段的油井数量，以及暂停或等待完工的油井数量。
 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 — — 4 1.54 
十— — — — — — 5 1.02 
赤道几内亚
区块S— — — — 1 0.40 — — 
奥库姆— — — — — — 1 0.40 
美国墨西哥湾
临冬城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 0.25 1 0.39 8 2.46 10 2.96 
______________________________________

国内供应需求
我们的许多石油合同，或在某些情况下，适用于此类协议的适用法律，赋予各自东道国以国际市场价格购买根据此类协议生产的一定数量的石油/天然气供国内消费的权利。此外，在批准Jubilee油田一期吊舱方面，Jubilee油田合作伙伴同意向GNPC免费提供Jubilee油田一期开发项目生产的第一批200 bcf天然气。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已经履行了这一承诺。Jubilee合作伙伴达成了一项临时协议，以每MMBtu 2.95美元的价格向加纳政府出售Jubilee油田天然气，直至2024年5月，同时合作伙伴继续与加纳政府就未来的长期天然气销售协议进行讨论。

销售和市场营销
根据Jubilee UUOA和WCTP和DT石油合同的规定，我们有权取消和出售我们在Jubilee和十个生产单位的份额，以及其他Jubilee单位和十个合作伙伴的份额。多年来，我们已经进入了
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目录表
与多家石油营销代理签订协议，以销售我们在Jubilee和ten Fields石油中的份额，我们批准该代理提出的每一项销售条款。在赤道几内亚，根据G区块石油合同的规定，我们有权取消和出售我们在Ceiba油田和Okume综合设施生产中的份额，G区块的其他合作伙伴也是如此。我们目前与石油营销商签订了原油营销销售协议，以营销我们在Jubilee、Ten和Ceiba油田和Okume Complex石油中的份额，我们批准了这些代理商提出的每一项销售条款。
在美国墨西哥湾，我们通常通过月度合同向买家出售原油，销售在离岸的多个地点进行，具体取决于特定的资产。天然气每月通过长期合同出售给买家，销售要么在海上进行，要么在移除NGL后在陆上天然气加工厂进行。我们积极向采购商推销我们的原油和天然气，购买的石油和天然气销售量的销售价格与采购商协商，并基于某些公布的指数。由于大多数石油和天然气合同通常是按月签订的，而且在不同的物理位置，因此很少有专门针对任何一个买家的生产合同。我们销售携带在我们生产的天然气中的NGL。销售这些产品的安排首先要求天然气在陆上天然气加工厂进行加工。一旦液体被移除和分馏(分离成单独的碳氢链出售)，产品就由加工厂销售。剩下的残气作为天然气销售(如上所述)出售给天然气购买者。天然气销售合同是与加工厂签订的。收到的NGL价格要么与指数挂钩，要么基于加工厂可以从第三方买家那里获得的价格。天然气加工及其后的天然气销售须受本公司离岸租约所订租期较长及租期为年限的合约所规限。
影响石油市场的因素有很多，包括运输设施的距离和能力、当地市场内外对石油的需求、竞争性燃料的销售以及政府对石油生产和销售的管制的影响。我们的收入可能会受到当前经济状况和油价的实质性影响。然而，基于目前对原油的需求以及有其他买家可供选择的事实，我们相信，失去我们的一名营销代理和/或我们的营销代理确定的任何买家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。俄罗斯在乌克兰的战争、中东潜在的不稳定、地区或全球潜在的衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况造成的持续经济中断，可能会进一步对公司未来的业务产生重大影响。任何潜在的干扰将取决于这些事件的持续时间和强度，这些事件具有高度的不确定性，目前无法预测。
2020年2月，我们与大Tortue Ahmeyim油田的合资企业与BPGM签署了Tortue第一阶段SPA，以船上交货(FOB)的方式销售位于毛里塔尼亚和塞内加尔近海的大Tortue Ahmeyim油田的液化天然气。Tortue第一期SPA的年度合同数量为127,951,000 MMBtu(“ACQ”)，相当于每年约245万吨，受卖方有限下调的限制。Tortue第一期SPA下的液化天然气销售价格按ACQ产量的原油基准价格(“ACQ销售价格”)的百分比设定。Tortue第一阶段SPA的初始期限最长为20年，从“商业运营之日”开始，即在某些液化天然气项目设施完成性能测试后开始。此外，为了优化Greater Tortue Ahmeyim第一阶段天然气生产的销售商业价值，Kosmos已开始与潜在买家合作，利用我们现有Tortue第一阶段SPA下的现有合同权利潜在地销售货物，以便从强劲的远期天然气价格前景中受益，同时履行我们与BPGM的合同义务。BPGM不同意我们的立场，我们同意BPGM寻求国际仲裁，以解释SPA的相关条款。

竞争
石油和天然气行业竞争激烈。在获得许可证和租赁方面，我们遇到了来自其他独立运营商和大型石油公司的激烈竞争。这些竞争对手中的许多人拥有比我们大得多的财政和技术资源和员工。因此，我们的竞争对手可能能够为理想的石油和天然气资产支付更高的价格，或者评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源所允许的更多数量的许可证和租赁。此外，这些公司还可能更好地承受大宗商品价格下跌、油井不成功、金融市场波动以及普遍不利的全球和整个行业经济状况带来的财务压力。这些公司也可能更有能力承受相关法律法规变化带来的负担，这些变化可能会对我们的竞争地位造成不利影响。
从历史上看，我们也受到钻机竞争和相关设备供应的影响。大宗商品价格上涨通常会增加对钻机、供应、服务、设备和人员的需求。经验丰富的钻井人员、设备和服务的短缺或成本增加，可能会限制我们钻探油井和开展业务的能力。
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石油和天然气行业作为一个整体经历了持续的波动。在全球范围内，俄罗斯在乌克兰的战争、中东潜在的不稳定、潜在的衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况影响了石油和天然气的供需，这也导致了石油和天然气价格的大幅波动。2023年，我们国际石油销售的基准布伦特原油价格约为每桶71美元至98美元。HLS原油是我们美国墨西哥湾石油销售的基准，其交易价格通常低于过时的布伦特原油，2023年期间约为68美元至95美元。剔除对冲的影响，我们2023年的实现油价为每桶81.35美元。

财产所有权
我们认为，根据国际石油和天然气行业普遍接受的标准，我们对我们的石油和天然气资产拥有令人满意的所有权。我们的许可证和租赁须遵守常规特许权使用费和其他权益、运营协议下的留置权以及石油和天然气行业惯常的其他负担、限制和产权负担，我们认为这些限制和产权负担不会对我们权益的使用造成实质性干扰，也不会影响我们权益的账面价值。
环境问题
一般信息
我们受到各种严格和复杂的国际、外国、联邦、州和地方环境、健康和安全法律和法规的约束，这些法律和法规涉及的事项包括向地面、空气或水排放污染物；受管制材料的产生、储存、搬运、使用和运输；以及我们员工的健康和安全。除其他事项外，这些法律和法规可能：
•要求在业务开始前或业务继续前获得、续签和维持各种许可证；
•责令作业或设施遵守适用的法规和许可；
•限制石油和天然气钻探、生产和运输活动中可能排放到环境中的各种物质的种类、数量和浓度；
•限制、限制、征税或以其他方式限制温室气体和其他空气污染物的排放，或以其他方式寻求解决或尽量减少气候变化的影响，并要求披露温室气体排放和其他与气候变化有关的信息；
•限制或禁止在受保护或其他敏感区域内的某些地点进行钻探活动；以及
•要求采取措施减轻或补救污染，包括我们的区块合作伙伴或承包商的运营造成的污染。
这些法律和法规还可能将石油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的水平以下。遵守这些法律可能代价高昂；石油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。我们致力于继续遵守适用于我们在所有国家开展业务的所有环境法律和法规。我们已经制定了政策、运营程序和培训计划，旨在限制我们运营的环境影响，并确定并遵守现有和新的法律法规，然而，遵守现有或未来更严格的法律法规的成本可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，公众对环境保护的兴趣继续增加。在一些地区进行近海钻探遭到了环保组织的反对，在其他地区也受到了限制。如果颁布法律或法规，或采取其他政府行动，禁止或限制近海钻探，或实施增加石油和天然气行业总体成本的环境要求，例如更严格或成本更高的废物处理、处置或清理要求或财务责任和保证要求，我们的运营可能会受到不利影响。
根据一般行业惯例，根据由吾等或吾等的区块或租赁合作伙伴签订的钻机使用条款，钻井承包商通常会就源自水面以上及该等钻井承包商的财产(包括其钻井平台及其他相关设备)的污染及环境损害赔偿吾等及吾等的区块合作伙伴。此外，根据我们区块的运营协议条款和
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除在某些情况下外，各区块或租赁伙伴须按其参与权益的比例承担因污染及环境损害、围堵及清理活动、任何油井的损失或损坏、因井喷、漏斗、火灾或失控油井而造成的石油或天然气损失、储存石油及天然气的损失，以及封堵或控制任何油井所产生的责任。我们在我们经营的地区维持典型的行业保险范围，包括财产损失保险、生产损失保险、沉船清除保险、油井控制保险、一般责任(包括包括油井污染和其他作业在内的污染责任)。我们还为我们拥有的FPSO参加了一项保险计划。我们相信，我们的保险是根据我们的规模和业务，并根据我们的合同和监管义务，按照行业的典型金额进行的。
国际(非运营)
图洛、BP和三叉戟，我们的合作伙伴以及加纳近海的Jubilee单元和10个油田，(Ii)毛里塔尼亚和塞内加尔近海的各种油田，以及(Iii)赤道几内亚近海的Ceiba油田和Okume综合设施的运营商，分别维持涵盖联合行动的漏油应急计划(OSRP)。OSRP包括获取溢油响应有限公司(“OSRL”)的溢油响应服务，该服务包括技术专业知识和援助，包括获取响应设备和消散剂喷洒系统。该设备包括盖板堆叠、碎片清除、海底分散剂和辅助设备。该设备符合行业公认的标准，可以通过空运和其他传统方式进行部署，以适应多种应用场景。根据OSRPS，可能会启动应急小组对漏油事件做出反应。
此外，Koombo还制定了应急响应计划，并订阅了响应组织，以准备并证明我们在我们是运营商的情况下准备应对海底井控事件。
美国墨西哥湾（运营和非运营）
在2010年美国墨西哥湾发生重大井控事件和漏油事件后，美国内政部更新了管理运营商应对类似事件所需响应设备的类型、数量和能力的法规。这些法规还规定了操作人员需要接受和证明熟练程度的培训类型和频率。Koombo还拥有由安全和环境执法局（“BSEE”）批准的OSRP。如果需要，在美国墨西哥湾发生石油泄漏或遏制事件时，该OSRP将被激活。Kokaran加入了为满足新条例要求而成立的几个合作社。对于封盖和密封，Kobalos加入了HWCG，LLC财团，其能力包括：（i）一个额定值为15，000 psi的双闸板封盖组和一个额定值为20，000 psi的阀封盖组，（ii）用于封盖和容纳具有机械和结构完整性的井的干预设备，所述井将在高达10，000英尺的深度处关闭，以及（iii）每天捕获和处理130，000桶流体和每天220 MMcf气体的能力。Kokarak亦为Clean Gulf Associate（“CGA”）溢油合作组织的成员，该组织提供溢油应对能力以符合监管要求。设备和服务包括大容量公海撇油系统（“HOSS”）、战略性地部署在美国墨西哥湾沿岸的专用溢油应急船、分散剂和分散剂输送系统、各种类型的溢油应急围油栏和移动野生动物康复设备。根据联邦法规，所有HWCG和CGA设备都专用于美国业务，不能在国外使用。此外，Kokaros还是海上溢油应急公司（“MSRC”）的成员，该公司还为美国墨西哥湾的沿海和内陆环境提供各种溢油应急服务。

网络安全
在Kosmos Energy，网络安全风险管理是我们整体信息技术灾难恢复和安全事件响应计划的组成部分。我们的网络安全风险管理计划旨在与我们的业务战略保持一致，该战略基于我们公司的规模以及我们信息技术系统和行业最佳实践的复杂程度。处理网络安全威胁和事件的框架，包括与使用第三方服务提供商开发和提供的应用程序和服务相关的威胁和事件，以及公司不同部门之间的协调，包括评估与第三方服务提供商相关的网络安全威胁的严重性，各种网络安全对策和缓解战略，以及向管理层和审计委员会通报重大网络安全威胁和事件。我们的信息技术团队负责评估我们的网络安全风险管理计划，目前我们没有聘请第三方来设计我们的网络安全风险管理计划。此外，我们的信息技术团队每年都会为所有员工和承包商提供网络安全培训。
我们董事会的审计委员会对我们的风险管理负有全面监督责任，并负责监督我们的网络安全风险管理计划。审计委员会负责确保
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管理层制定了旨在识别和评估公司面临的网络安全风险的流程，并实施了管理网络安全风险和缓解网络安全事件的流程和计划。审计委员会还向我们的全体董事会报告重大的网络安全风险。管理层负责持续识别和评估重大网络安全风险，建立确保监控此类潜在网络安全风险暴露的流程，制定适当的缓解措施，并维护网络安全计划。我们的网络安全项目在首席信息官(CIO)的指导下，他接收我们信息技术团队的报告，并监控网络安全事件的预防、检测、缓解和补救。我们的首席信息官和专职人员都是经过认证和经验丰富的信息系统安全专业人员和具有多年经验的信息安全经理。管理层，包括首席信息官和我们的信息技术团队，定期向审计委员会通报公司的网络安全计划、重大网络安全风险和缓解战略的最新情况，并每季度提供网络安全报告，其中包括第三方对公司网络安全计划的测试和评估结果、网络安全的发展以及公司网络安全计划和缓解战略的更新。
2023年，我们没有发现任何对我们的业务战略、运营结果或财务状况产生重大影响或有合理可能性产生重大影响的网络安全威胁。然而，尽管我们做出了努力，我们不能消除网络安全威胁的所有风险，也不能保证我们没有经历过未被发现的网络安全事件。有关这些风险的更多信息，请参阅本年度报告10-K表格中的“风险因素”。
人力资本资源
健康与安全
我们员工和与我们一起工作的员工的健康和安全是科斯莫斯的优先事项。员工和承包商应采取一切必要和合理的行动，遵循安全工作惯例，遵守相关政策和法规，并完成所有适用的培训，以确保安全操作。 为了支持我们对健康、安全和环境的承诺，我们有一套全面的健康、安全、环境和安保(HSES)管理体系，适用于科斯莫斯的所有员工和承包商，被称为“标准”。除了采用该标准外，科斯莫斯还通过在线和面对面培训、定期应急演习和有影响力的安全讨论，培养了强大的安全文化。
文化、参与和发展
Kosmos的目标是成为一家以交付业绩和成为首选工作场所而闻名的世界级公司。我们感到自豪的是，我们有能力为员工提供具有职业挑战性、个人价值和专注于提供价值的职业。我们的目标是通过包容的文化提供一个激励和回报的工作环境，促进创业思维，促进团队合作，并拥抱道德行为。
科斯莫斯致力于投资于员工的发展。 我们通过混合学习方法支持发展，包括面对面和虚拟培训机会、在职培训、会议、跨团队项目和经验以及我们的领导力发展计划。每年，所有员工还有机会通过我们的年度员工意见调查，就员工体验和Kosmos文化提供反馈。 根据员工得分和反馈，科斯莫斯被《达拉斯晨报》和《休斯顿纪事报》评为2023年最适合工作的100个地方之一。通过这项年度调查收到的反馈用于支持持续改进和增强员工的整体体验。2023年，Kosmos的留存率为95%。
多样性和包容性
科斯莫斯专注于招聘、留住和发展一支多元化和包容性的员工队伍，以拥抱我们的价值观和文化。 我们寻求促进我们劳动力的多样性，这既是因为这是正确的做法，也是因为它让我们有机会接触到最广泛的人才。 通过针对员工不同背景和身份的社会和教育活动，Kosmos帮助在整个公司培养包容精神。我们宣传和庆祝Kosmos员工和申请者的一系列不同的观点和经历，无论是在种族、民族、性别、性别、性取向、性别表达、宗教、民族血统、残疾或经历方面。
我们寻求从我们开展业务的国家雇用合格的人员，并为我们招聘和留住当地工作人员的记录感到自豪。今年，我们在所有东道国办事处都保留了100%的当地员工。
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截至2023年12月31日，我们有243名员工，其中200名位于美国，43名居住在我们的海外办事处。 我们的员工中约37%为性别多元化，约21%为少数族裔。
员工幸福感
Koomba为员工提供一系列强大的福利，包括健康计划，股权机会，储蓄计划，短期和长期激励措施。所有国内员工都将获得公司股权，作为总奖励计划的一部分，使员工奖励与股东利益保持一致。我们还提供强大的员工援助计划（EAP），为有个人和/或工作相关心理健康问题的员工提供免费和保密的评估，咨询和后续服务。
这些福利旨在促进员工的长期情感、身体和财务健康和福祉，并提高员工的敬业度和保留率。此外，我们相信，这些福利有助于促进工作与生活的平衡，以及优先考虑员工整体健康的文化。
企业信息
2018年12月，Kopped Energy Ltd.将我们的注册管辖权从百慕大变更为美国特拉华州。我们在特拉华州的注册办事处位于特拉华州威尔明顿市奥兰治街1209号公司信托中心，邮编19801。我们的行政办公室位于8176 Park Lane，Suite 500，Dallas，Texas 75231，电话号码为+1（214）445 9600。
可用信息
Koombo在纽约证券交易所和伦敦证券交易所上市，我们的普通股以KOS代码交易。我们向SEC以及伦敦证券交易所监管新闻服务（“LSE RNS”）提交或提供年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。美国证券交易委员会维护一个网站http://www.sec.gov，其中包含我们以电子方式向美国证券交易委员会提交的文件。LSE RNS维护一个网站http://www.londonstockexchange.com，其中包含我们以电子方式向LSE RNS提交的文件。
本公司亦设有一个名为 www.kosmosenergy.com.我们网站上的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告，也不应被视为本10-K表格年度报告的一部分。我们的网站仅作为非活动的技术参考。我们在我们的网站上免费提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告，以及根据《交易法》第13（a）条提交或提供的报告的修订（如适用），这些报告以电子方式提交给SEC后，我们会在合理可行的情况下尽快提交。
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第1A项：风险因素
阁下应仔细考虑及阅读下文所述的所有风险及不确定因素，连同本报告所载的所有其他资料，包括综合财务报表及载于“第8项”的相关附注。财务报表和补充数据”。倘任何以下风险实际发生，我们的业务、业务前景、财务状况、经营业绩或现金流量可能受到重大不利影响。下面的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。

汇总风险因素
我们的业务面临许多风险，包括可能阻碍我们实现业务目标或可能对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和前景产生不利影响的风险。下面将更全面地讨论这些风险，包括但不限于与以下各项相关的风险：

我们的石油和天然气业务
•我们的探明储量有限;
•我们在估计我们的发现和前景的特征方面面临着很大的不确定性；
•钻探油井是投机性的，可能不会有任何发现；
•开发井可能不会产生商业产量的石油和天然气储量；
•我们确定的钻探和基础设施位置是随着时间的推移而安排的，这使得它们容易受到不确定性的影响；
•根据合同，我们有义务钻探油井并宣布任何发现，以保留勘探和生产权；
•与我们签订合同的第三方无力履行其义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响；
•单位合伙人在延禧股和大托尔图·艾哈迈伊姆股各自的权益有待重新确定；
•我们不是我们所有许可证区域和设施的运营商，也不持有我们某些许可证区域的所有工作权益；
•我们估计的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设；
•我们已探明储量未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同；
•我们可能无法将我们在许可证区生产的任何天然气中的权益商业化；
•我们无法及时获得适当的设备和基础设施，可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或推迟我们的石油和天然气生产；
•我们面临着石油和天然气勘探和生产所固有的许多风险；
•我们受到钻探和其他操作和环境风险和危害的影响；
•我们的行动可能受到与天气有关的事件的实质性不利影响，包括但不限于热带风暴和飓风，以及气候变化的实际影响；
•石油和天然气项目的开发进度可能会出现延误和成本超支；
•我们的离岸和深水业务涉及特殊风险，可能对我们的业务结果产生不利影响；
•我们曾经并将继续与某些东道国政府和合同对手方就我们的某些权利和责任发生分歧，并可能在未来与我们的东道国政府和(或)合同对手方发生分歧；
•我们在非洲和美国墨西哥湾许可证的地理位置使我们面临着由于具体影响这些地区的因素而造成收入损失或减产的风险；

我们的业务和财务状况
•石油和天然气价格大幅或持续下跌可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响;
•我们的商业计划需要大量的额外资本;
•我们可能会被要求对我们的石油和天然气资产的账面价值进行减记，原因是我们运营的估计未来净现金流量减少，这可能是由于石油和天然气价格下跌、油田表现不佳、支出增加或投资时间或金额变化等
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这些减少可能会导致我们的公司左轮手枪和商业债务工具下的可用性减少;
•我们面临着各种风险，这些风险与石油和天然气勘探、开发和生产活动的积极性增加或公众情绪的变化以及环境、社会和管治考虑因素有关，包括气候变化和向低碳经济过渡;
•疾病爆发可能对我们的业务运营和财务状况产生不利影响;
•信贷或股票市场的恶化可能对我们产生不利影响;
•我们可能会因未来的石油和天然气业务而遭受重大损失并受到责任索赔，对此我们可能没有足够的保险;
•全球经济增长放缓可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响;
•增加的成本和可用资金可能对我们的业务产生不利影响;
•我们的衍生工具活动可能导致财务损失或减少我们的收入;
•我们的商业债务融资、循环信贷融资和约束我们优先票据的契约包含某些可能抑制我们进行某些投资、产生额外债务和从事某些其他交易的能力的契约;
•我们的优先票据条款可能会阻碍第三方收购我们;
•我们的负债水平可能会增加，从而降低我们的财务灵活性;
•我们是一家控股公司，我们支付未偿债务的能力取决于从我们的子公司收到的资金;
•我们可能面临与收购有关的风险，并且收购的整合可能很困难;
•如果我们未能实现收购的预期收益，我们的经营业绩可能会受到不利影响;
•网络事件，包括数字安全漏洞，可能导致信息被盗，数据损坏，运营中断和/或财务损失;
•我们利用净经营亏损结转的能力可能受到某些限制;

监管
•我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接受到政治、经济和环境状况的不利影响;
•美国墨西哥湾更全面和严格的监管大大增加了海上石油和天然气勘探和生产作业的成本和延误;
•石油和天然气行业竞争激烈，我们的许多竞争对手拥有和使用的资源比我们多得多;
•石油和天然气行业的参与者受到许多法律、法规和其他立法文书的约束，这些法律、法规和其他立法文书可能影响到开展业务的成本、方式或可行性;
•我们受到众多健康、安全和环境法律法规的约束，这些法律法规可能导致重大责任和成本;
•我们可能会面临有关反腐败法的主张或责任;
•联邦监管法律可能对我们使用衍生工具的能力产生不利影响;

一般事项
•我们依赖于我们的管理和技术团队的某些成员;
•我们在一个充满争议的环境中工作;
•我们面临着与全球民粹主义相关的各种风险;
•我们的股价可能会波动，我们普通股的购买者可能会遭受重大损失;
•如果发行额外的股票，我们普通股的持有者将被稀释。





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与我们的石油和天然气业务有关的风险
我们已探明的储量有限，我们决定钻探的地区可能不会产生商业数量或质量的石油和天然气，或者根本不会。
我们的探明储量有限。我们的部分石油和天然气资产包括未经批准的PoD和有限的井穿透的发现，以及根据现有的地震和地质信息确定的尚未证实的前景，这些信息表明可能存在碳氢化合物。然而，我们决定钻探的地区可能不会产生商业数量或质量的石油或天然气，或者根本不会。我们目前的许多发现和我们所有的前景都处于不同的评估阶段，这将需要大量的额外分析和解释。即使在正确使用和解释时，二维和三维地震数据和可视化技术也只是用来帮助地球科学家识别地下结构和碳氢化合物指标的工具，并不能使解释者知道碳氢化合物是否实际上存在于这些结构中。因此，我们不知道我们的任何发现或前景是否含有足够数量或质量的石油或天然气，以收回钻井和完井成本或经济上可行。即使在我们的发现或前景中发现了商业数量的石油或天然气，集输管线、海底基础设施、其他生产设施和浮式生产系统的建设成本以及运输成本可能会使这些发现或前景在经济上不可行，并且各个监管机构可能不会批准PoD，这是开发商业发现的必要步骤。此外，我们使用其他油井、更充分勘探的发现或生产油田的可用数据进行的类比可能无法证明对我们的钻探前景有效。如果数据、信息、研究和以前的报告表明发现或勘探的可能开发在商业上不可行，因此不值得进一步投资，我们可能会终止发现或勘探的钻探计划。如果我们的大量发现或前景未能证明是成功的，我们的业务，财务状况和经营业绩将受到重大不利影响。
毛里塔尼亚和塞内加尔近海深水区是我们目前集中大量开发努力的区域，但由于在这种深度进行钻探和开发的成本和困难，以及该区域最近才发现商业数量的碳氢化合物，因此直到最近才被认为在经济上可行。同样，我们的圣多美和普林西比近海深水许可证尚未证明是一个经济上可行的生产区。我们的探明储量有限，我们可能无法成功地从我们的其他发现和前景开发额外的商业可行的生产。
我们在估计我们的发现和前景的特点时面临着很大的不确定性。
我们报告了我们发现和展望的特点的数字和其他衡量标准。这些措施可能是不正确的，因为这些措施的准确性取决于现有的数据、地质解释和判断。到目前为止，我们已经钻探了有限数量的前景。我们从其他油井、发现或生产油田中得出的任何类比，都可能被证明不是根据我们的发现和前景成功开发已探明储量的准确指标。此外，我们无法评估我们可能使用的来自其他各方生产的模拟油井或勘探成果的数据的准确性。
很可能我们要钻探的油井中很少或没有一口井能找到商业质量或数量的碳氢化合物聚集物。实际结果与我们的假设之间的任何重大差异都可能对可归因于任何特定前景的碳氢化合物数量产生重大影响。
钻探油井是投机性的，通常涉及的巨额成本可能比我们估计的要高，可能不会导致任何发现或增加我们未来的产量或储量。钻探成本、估计或基本假设中的任何重大不准确都将对我们的业务产生重大影响。
勘探和开发碳氢化合物储量涉及高度的技术、运营和财务风险，这使得无法就实现某些目标所需的时间和成本作出明确的声明。规划、钻探、完井和运营油井的预算成本往往超过预算成本，当钻探成本因通胀压力上升、各类油田设备和相关服务供应收紧、或意外的地质条件或运营挑战而上升时，可能会大幅增加。
在一口井被挖出之前，我们会产生巨大的地质和地球物理(地震)成本，无论一口井最终是否产生商业数量的碳氢化合物或根本就没有被钻探，都会产生这些成本。钻井失败的原因可能有很多，包括地质条件、天气、成本超支、设备短缺和机械故障或力量
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不可抗力事件。探井比开发井承受着更大的失败风险。过去，我们曾经历过钻井不成功的经历，因为我们钻了干井。此外，一口井的成功钻探并不一定会带来商业上可行的油田开发，也不一定预示着商业上可行的油田的开发潜力。各种因素，包括与地质和市场有关的因素，可能会导致一个油田变得不经济，或者只是略微经济。缺乏钻探机会或停产的项目可能会导致我们产生与闲置钻井平台和/或相关服务相关的巨额成本，特别是如果我们无法将钻井平台槽外包给其他方的话。在商业开发之前，我们许多可能开发的探矿需要大量额外的勘探、评估和开发、监管批准和资源承诺。此外，一个成功的发现将需要大量的资本支出来评估、开发和生产石油和天然气，即使我们认为这样的发现在商业上是可行的。见-我们的业务计划需要大量额外资本，我们可能无法以可接受的条件筹集资金，或在未来根本无法筹集资金，这反过来可能会限制我们发展勘探、评估、开发和生产活动的能力。在我们开展业务的国际地区，我们面临更高的地面风险，需要更高的预期回报，由于普遍缺乏基础设施和不发达的石油和天然气工业，需要增加资本支出，由于地理位置偏远，运输费用增加，这要么需要一口井特别高产，要么需要存在多口成功的井，以便能够开发具有商业可行性的油田。见-我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接地受到我们所在国家和地区的政治、经济和环境环境以及法律和法规变化的不利影响。此外，如果我们的实际钻探和开发成本明显高于我们的估计成本，我们可能无法继续按照建议的业务运营，并可能被迫修改我们的运营计划。
开发钻探可能不会产生商业产量的石油和天然气储量。
我们的勘探成功为我们提供了重大开发和评估项目，我们正在推进这些项目，未来的任何勘探发现也将需要重大开发努力才能投产。我们必须成功地执行我们的开发项目，包括开发钻井，以产生未来的生产和现金流。然而，开发钻探并不总是成功的，开发项目的盈利能力可能会随着时间的推移而变化。
例如，在新的开发项目中，现有的数据可能不能让我们完全了解油藏的范围，也不能选择钻探开发井的最佳位置。我们钻探的开发井可能是干井，也可能产生非商业数量的碳氢化合物。开发钻探和其他开发活动的所有成本都是资本化的，即使这些活动没有产生商业生产数量的碳氢化合物储量。如果大宗商品价格大幅下跌，运营或开发成本大幅增加，或者油藏表现低于预期，这将使物业面临更高的未来减值风险。
我们已确定的钻探和基础设施位置是随着时间的推移而安排的，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会大幅改变其钻探或基础设施安装或修改的发生或时间。
我们的管理团队已在多年期间确定并安排了许可证和租赁区上的钻探位置和可能的基础设施位置。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多因素，包括设备和资本的可用性、区块或租赁合作伙伴以及国家和州监管机构的批准、季节性条件、油价、风险评估、成本和钻探结果。例如，美国联邦政府的停摆可能会推迟与我们在美国墨西哥湾许可区内的钻探或开发活动相关的监管审查和批准程序。关于是否钻探或开发上述任何地点的最终决定将取决于本报告其他部分描述的因素，以及在某种程度上我们与现有油井和钻井地点相关的钻探和生产活动的结果。由于这些不确定性，我们不知道我们确定的钻探地点是否会在我们预期的时间框架内钻探或安装或修改基础设施，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点经济地生产碳氢化合物。因此，我们的实际钻探和开发活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。
根据我们某些石油合同的条款，我们有合同义务钻探油井并宣布任何发现，以保留勘探和生产权。在我们许可证区域的竞争市场中，如果不钻探这些油井或宣布任何发现，可能会导致巨额许可证续期成本或我们在许可证区域未开发部分的权益损失，其中可能包括我们的某些前景或未开发的发现。
为了保护我们在许可区域的勘探和生产权，我们可能需要满足各种钻探和申报要求。一般而言，除非我们在指定的时间段内作出并宣布发现
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在我们的某些石油合同和许可证中，我们在许可证区域未开发部分的利益可能会失效。如果探矿带来发现，我们不能向您保证，我们不会在评估和开发这些探矿方面遇到延误，或者以其他方式不得不放弃这些探矿。在这些地区维持石油合同的成本可能会波动，自最初的条款以来可能会大幅增加，我们可能无法以商业合理的条款续签或延长此类石油合同，甚至根本无法续签。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。
根据某些石油合同，我们承诺进行勘探和其他相关活动。如果做不到这一点，我们可能会失去许可证。截至2023年12月31日，我们在赤道几内亚的三口开发井和一口探井的钻探义务尚未履行。在某些其他石油合同中，我们处于初始勘探阶段，其中一些合同有某些义务尚未履行。在接下来的几年里，我们可能会选择进入这些石油合同的下一阶段，其中可能会包括钻探油井的坚定义务。未能履行我们的义务可能会导致我们失去许可证。
我们的一些石油合同的勘探期已经到期或可能在不久的将来到期。对于我们的每一份石油合同，我们不能向您保证是否会批准任何续签或延期，也不能保证是否会以商业合理的条款获得任何新协议，或者在某些情况下根本不会。有关我们与各种石油合同有关的业务状况的更多详细信息，请参阅“项目1.业务-按地理区域进行的业务”。
与我们订立合同的一个或多个第三方无力履行其对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
如果与我们或与我们的许可证和租赁区的运营商签订合同的第三方不能履行他们在此类协议下的承诺，我们可能要承担某些费用。我们目前因我们的大宗和/或单位合作伙伴的共同应收利息而面临信用风险。如果我们在我们持有权益的区块或单位中的任何合作伙伴无法承担其应承担的勘探、开发和退役费用，我们可能需要承担此类费用。在过去，我们的某些合作伙伴没有在这些区块的相关协议所要求的时间范围内支付其份额的区块成本。这导致这种一方违约，这反过来要求Kosmos及其非违约大宗合作伙伴在违约期内支付违约方费用的比例份额。如果违约得不到治愈，Kosmos可能被要求支付违约方未来应承担的费用。
此外，我们和我们的许可证和租赁区的运营商与第三方签订合同，就我们的开发项目和勘探前景进行钻探和相关服务。此类第三方可能无法按计划或在预算范围内履行其向我们提供的服务。此外，这些第三方拥有和运营的钻井设备、设施和基础设施非常复杂，容易出现故障和故障。任何故障或故障都可能超出我们的控制，并导致延误，这可能是严重的。设备、设施或设备故障或故障导致钻探活动的任何延误都可能大幅增加我们的钻探成本，并对我们的业务、财务状况和运营结果造成不利影响。
我们对信用风险的主要敞口将是通过出售我们的石油和天然气以及我们的商品衍生品合同产生的应收账款。我们的重要客户或交易对手不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。此外，我们的石油和天然气衍生品安排使我们在交易对手违约的情况下面临信用风险。共同利息应收账款来自我们的大宗合作伙伴。与我们签约的第三方不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。我们无法预测信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突然的变化，我们否定风险的能力也可能是有限的，我们可能会招致重大的经济损失。
单位合伙人在Jubilee单位和Greater Tortue Ahmeyim单位的各自权益将重新确定，我们在每个此类单位的权益可能会因此而减少。
延禧油田的利益和开发受《延禧油田协议》的条款管辖。Jubilee UUOA的各方，即WCTP和DT区块的集体利益持有者，最初同意平等分享Jubilee单位的权益，每个区块被视为贡献该单位面积的50%。因此，银禧股的各自权益最初由这些已缴交的集体权益中的各自权益决定。根据《延禧UUOA》的条款，一旦该单位完成了足够的开发工作，将重新确定此类已缴权益的百分比。初步重新确定程序于2011年10月14日完成。作为初步重新确定过程的结果，WCTP区块的区域参与率被确定为54.4%，DT区块的区域参与率为45.6%。因此，我们的单位权益(在延禧单位的参与权益)从
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23.5%至24.1%，在初步重新确定过程完成后。收购拥有WCTP区块及DT区块参与权益的Anadarko WCTP Company后，吾等的单位权益(于Jubilee单位的参与权益)由24.1%增至42.1%。在Tullow于2022年3月完成抢占后，Kosmos在Jubilee单位地区的权益从42.1%降至38.6%。如果在禧年股中拥有超过10%的权益的一方当事人提出要求，可能会在某个时候进行额外的重新确定。我们不能向你保证，根据《延禧普遍法》的条款进行的任何重新裁定不会对我们在延禧股的利益造成负面影响，也不能保证这种重新裁定将得到令人满意的解决。

大Tortue Ahmeyim油田的利益和开发受GTA UUOA条款的制约。GTA UUOA的各方，即毛里塔尼亚C8区块和塞内加尔圣路易斯近海石油区块的集体利益持有者，最初同意平分大Tortue Ahmeyim区块的权益，每个区块被视为贡献该区块面积的50%。因此，在大Tortue Ahmeyim股的各自利益最初是由这些贡献的整体利益中的各自利益确定的。根据GTA UUOA的条款，一旦该单位完成了足够的开发工作，这种已缴权益的百分比将取决于重新确定的程序。我们不能向您保证，根据GTA UUOA的条款进行的任何重新确定不会对我们在Greater Tortue Ahmeyim单位的利益产生负面影响，也不能保证这种重新确定将得到令人满意的解决。
我们不是，将来也可能不会是我们所有许可证区域和设施的运营商，并且不会，也不会在未来持有我们某些许可证区域的所有工作权益。因此，我们减少了对勘探或开发工作的时间、相关成本以及任何非运营资产和在一定程度上非全资拥有的资产的生产速度的控制。
在我们开展勘探和开发计划时，我们对现有的许可区有安排，并可能就未来的许可区达成协议，从而使我们的许可区有更大比例由其他公司运营。目前，我们不是美国墨西哥湾的Jubilee单元、10个油田、Ceiba油田和Okume综合设施、Greater Tortue Ahmeyim单元或某些生产油田的运营商，也不在某些其他海上区块拥有经营权。因此，我们可能对由我们的区块或单位合作伙伴运营的发现或前景的运营施加影响的能力有限，或不是由我们全资拥有的，视情况而定。对区块或单元合作伙伴的依赖可能会阻碍我们实现这些发现或前景的目标回报。此外，由于我们并非拥有所有物业的多数所有权，我们可能无法控制勘探或开发活动的时间或范围或资本支出金额，因此可能无法执行我们的关键业务战略之一，即最大限度地减少从发现到初步生产的周期时间。勘探和开发活动的成功和时机将取决于在很大程度上不是我们所能控制的一些因素，包括：
•资本支出的时间和数额；
•如果活动是由我们的区块合作伙伴之一运营的，运营商的专业知识和财务资源；
•批准其他区块合作伙伴钻探油井；
•活动和流程的日程安排、预设计、规划、设计和批准；
•技术选择；
•加工设施和相关管道的可用能力；以及
•储量的生产速度(如果有的话)。
这种对我们牌照区域的运营进行控制的有限能力可能会对我们的财务状况和运营结果造成重大不利影响。
我们估计的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
估计石油和天然气储量的过程在技术上是复杂的。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对估计数量和现状产生重大影响
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本报告中显示的储量价值。有关我们估计的石油和天然气储量以及以10%的贴现率(PV-10)计算的净收入现值的信息，以及截至2023年12月31日的未来净收入贴现的标准化计量(如本文所定义)，请参阅“项目1.业务--我们的储量”。
为了准备我们的估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这一过程还需要对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。
未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用和可采石油和天然气储量将与我们的估计不同。任何重大差异都可能对本报告所列储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整对已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当前石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素不是我们所能控制的。
来自我们已探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。
你不应该假设我们已探明储量的未来净收入的现值就是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，吾等已探明储量的估计贴现未来净收入是基于前12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值，并根据预期的市场溢价进行调整，而不影响衍生品交易。我们的石油和天然气资产未来的实际净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的石油和天然气的实际价格；
•实际开发成本和生产支出；
•衍生品交易；
•实际生产的数量和时间；以及
•政府法规或税收的变化。
我们生产的时间以及与开发和生产石油和天然气资产相关的费用的产生时间将影响已探明储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响它们的实际现值。此外，基于不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现未来净收入时使用的10%贴现率可能不是最合适的贴现率。未来的实际价格和成本可能与本报告所列现值估计中使用的价格和成本有很大不同。油价最近经历了大幅波动。见“项目1.业务--我们的储备”。
我们可能无法将我们在许可证区生产的任何天然气中的权益商业化。
在我们的某些国际许可证领域，天然气市场的发展仍处于早期阶段。目前，按商业条件运输和加工天然气的基础设施有限，鉴于当地目前为天然气支付的价格，我们自己建设这类基础设施的相关费用可能在商业上是不可行的。因此，我们的一些国际许可区生产的任何天然气的价值可能有限，甚至没有。
在加纳，我们目前从Jubilee和10个油田生产伴生天然气。已经修建了一条来自朱比利气田的天然气管道，以运输这些天然气进行加工和销售。我们批准加纳政府以零成本从朱比利气田出口到岸上的第一批200bcf天然气。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已经履行了这一承诺。在2023年期间，Jubilee合作伙伴达成了一项临时协议，向加纳政府出售Jubilee气田天然气，直至2024年5月，同时合作伙伴继续与加纳政府就未来的长期天然气销售协议进行讨论。如果不延长临时天然气销售协议，或者不批准加纳的长期天然气销售协议，我们可能无法将我们在加纳的天然气资源商业化。我们无法从Jubilee和10个油田持续出口伴生天然气，最终可能会影响我们的石油生产，并可能导致我们重新注入或燃烧任何无法出口的天然气。

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在毛里塔尼亚和塞内加尔，我们计划将大部分天然气资源出口到液化天然气市场。然而，该计划取决于对我们的天然气发现做出额外的最终投资决定，以及建设必要的基础设施来生产、液化天然气并将其运往市场。此外，此类计划取决于是否收到所需的合作伙伴和政府批准。

我们无法及时获得适当的设备和基础设施，可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或推迟我们的石油和天然气生产。
我们销售石油和天然气产品的能力将在很大程度上取决于第三方拥有和运营的加工设施、石油和液化天然气油轮以及其他基础设施(包括FPSO)的可用性和能力。如果我们不能以可接受的条件获得此类便利，可能会对我们的业务造成严重损害。我们还依赖于继续获得适合我们作业环境的钻机和建筑船只。钻井平台或建筑船只的交付可能会推迟或取消，我们未来可能无法继续获得合适的钻井平台或船只。我们可能被要求关闭油井和天然气井，因为没有市场，或者因为进入加工设施的机会可能有限或不可用。如果发生这种情况，那么我们将无法实现这些油井的收入，直到我们安排将产品交付市场，这可能会对我们的财务状况和运营结果造成实质性的不利影响。此外，关闭油井可能会在恢复生产时导致机械问题，有可能导致产量下降和补救成本增加。
此外，未来伴生和非伴生天然气和液体以及液化天然气的开采和销售将取决于这些产品的及时商业加工和销售，这取决于第三方对基础设施的承包、融资、建设和运营。例如，我们通过加纳政府控制的管道和加工设施将天然气从朱比利和十个气田运输和加工到加纳大陆。我们不能对管道和加工设施的正常运行时间和可用性提供任何保证。此外，在2023年期间，Jubilee合作伙伴达成了一项临时协议，向加纳政府出售Jubilee油田天然气，直至2024年5月，同时合作伙伴继续与加纳政府就未来的长期天然气销售协议进行讨论。如果不延长临时天然气销售协议或不批准加纳的长期天然气销售协议，我们持续开采和加工天然气的能力可能会受到损害，我们可能需要重新注入或燃烧这些天然气，以维持原油产量和/或减少我们的整体原油产量，这可能会对我们的运营结果、财务状况和前景产生不利影响。

我们面临着石油和天然气勘探和生产所固有的许多风险。
石油和天然气勘探和生产活动涉及许多风险，经验、知识和解释的组合可能无法克服这些风险。我们的未来将取决于我们的勘探和生产活动的成功，以及使我们能够利用我们的发现的基础设施的发展。此外，我们的许多许可区位于深水区域，这通常会增加与石油和天然气勘探和生产活动相关的资本和运营成本、延误的机会、规划时间、技术挑战和风险。见“-我们的离岸和深水作业涉及特殊风险，可能对我们的作业结果产生不利影响。”因此，我们的石油和天然气勘探和生产活动面临许多风险，包括钻探无法产生商业上可行的石油和天然气生产的风险。我们购买、勘探或开发发现、勘探或许可证的决定将在一定程度上取决于通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究对地震数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。
此外，从我们的发现和前景中预期的石油和天然气产量的适销性也将受到许多因素的影响。这些因素包括但不限于市场价格波动(如最近石油和天然气价格的大幅波动)、钻井平台和相关设备的接近、能力和可用性、合格的人员和辅助船只、处理设施、运输车辆和管道、设备的可用性、市场准入和政府法规(包括但不限于价格、税收、特许权使用费、国内供应要求、石油和天然气进出口、天然气燃烧或排放能力、健康和安全问题、环境保护和气候变化等方面的法规)。这些因素的单独或共同影响，可能会导致我们无法从投资资本中获得足够的回报。
如果我们目前未开发的发现和前景被开发并投入运营，它们可能无法以商业数量或预期成本生产石油和天然气，我们的项目可能在某些情况下部分或全部停产。由于生产石油和天然气的运营成本增加等因素，这些发现可能会变得不经济。我们的实际运营成本和生产率可能与我们目前的估计大不相同。此外，其他发展，如日益严格的环境、气候，也有可能
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这些变化、健康和安全法律、法规、行政命令和执行政策，以及对我们运营造成的财产或人员损害的索赔，可能会导致巨额成本和负债、延误、无法完成我们的发现开发或放弃此类发现，这可能会对我们的财务状况和运营结果造成重大不利影响。
我们受到钻探和其他运营和环境风险和危害的影响。
石油和天然气业务涉及各种风险，包括但不限于：
•火灾、爆裂、泄漏、凹陷和爆炸；
•机械和设备问题，包括不可预见的工程复杂问题；
•石油、井液、天然气、盐水、有毒气体或其他污染物或危险物质的不受控制的流动或泄漏；
•燃气燃放作业；
•与近海作业有关的海洋危害；
•异常压力地层；
•污染、环境风险和地质问题；以及
•天气条件和天灾人祸。
这些事件中的任何一项都可能导致生命损失、财产重大损失、环境或自然资源破坏、减损、延迟或停止运营、生产率降低、负面宣传、重大损失以及民事或刑事责任。任何此类事件的发生，无论是否在保险范围内，都可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们的行动可能会受到与天气有关的事件的实质性不利影响，包括但不限于热带风暴和飓风，以及气候变化的实际影响。
热带风暴、飓风以及热带风暴和飓风的威胁经常导致业务关闭，特别是在美国墨西哥湾，以及热带风暴或飓风路径和预计路径内的业务。此外，气候变化对我们资产所在地区或我们以其他方式运营的地区的有形影响，包括风暴、洪水和其他天气事件严重程度和频率的任何相应增加，都可能对我们的运营产生不利影响，或扰乱我们的第三方承包商提供的运输或其他与流程相关的服务。天气事件对美国墨西哥湾地区近海和沿海设施的运营造成了严重干扰。将来，在停机期间，我们可能无法访问油井站点，我们的服务可能会被关闭。此外，热带风暴或飓风可能导致人员疏散，并损坏我们的平台和其他设备，这可能导致我们的业务暂停。停工、相关的疏散和破坏可能会造成活动和使用率的不可预测，以及延误和成本超支，这可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

石油和天然气项目的开发时间表，包括钻机、设备、供应、人员和油田服务的可获得性和费用，可能会受到延误和费用超支的影响。
从历史上看，一些石油和天然气开发项目由于钻机和其他基本设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂、机械和技术问题以及与天气有关的延误等因素而出现延误、资本成本增加和超支。开发我们项目的成本尚未确定，仍取决于许多因素，包括完成详细的成本估算和最后的工程、承包和采购成本。我们的建设和运营计划可能无法按计划进行，可能会遇到延误或成本超支。任何延误都可能增加项目的成本，需要额外的资金，而这种资金可能无法及时和具有成本效益的方式获得。
我们的离岸和深水业务涉及特殊风险，可能对我们的业务结果产生不利影响。
近海作业受到海洋环境特有的各种特殊作业风险的影响，例如倾覆、沉没、碰撞以及管道、海底或其他设施的损坏或损失或天气条件。我们可以
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产生大量费用，可能减少或消除可用于勘探、开发或许可证收购的资金，或导致设备和许可证权益的损失。

与浅水勘探相比，深水勘探通常涉及更大的运营和财务风险。深水钻井通常需要更多的时间和更先进的钻井技术，涉及更高的设备故障风险和通常更高的钻井成本。此外，可能存在我们目前没有意识到的生产风险。如果我们参与开发新的海底基础设施，并使用浮式生产系统从生产井输送石油，这些作业可能需要相当长的时间进行安装，或者遇到机械故障和设备故障，从而可能导致产量损失、重大负债、成本超支或延误。例如，我们之前在某些离岸生产设施遇到过机械问题，例如Jubilee FPSO上的转塔轴承问题。这些机械问题造成的设备停机对石油生产产生了负面影响。

此外，深水作业，特别是在非洲的作业，普遍缺乏其他区域现有的有形和油田服务基础设施。因此，从深水发现到相关石油和天然气的销售之间可能需要相当长的时间，从而增加了这些作业所涉及的财务和运营风险。由于缺乏这种基础设施，而且成本很高，我们可能在非洲进行的进一步发现可能永远不会在经济上产生效益。

此外，如果发生油井控制事故，近海钻探的遏制和潜在的清理活动的成本也很高。由此产生的监管成本或处罚、第三方诉讼的结果以及相关的法律和支持费用，包括解决负面宣传的成本，可能远远超过遏制和清理的实际成本。因此，一次良好的控制事件可能导致大量负债，并对我们的收益、现金流、流动性、财务状况和股票价格产生重大负面影响。

我们曾经并将继续与某些东道国政府和合同对手方就我们的某些权利和责任发生分歧，并可能在未来与我们的东道国政府和/或合同对手方发生分歧。
不能保证未来不会与任何东道国政府、国有石油公司和/或可能对我们的勘探、开发或生产活动、我们的运营能力、我们在许可证和当地法律下的权利或我们将利益货币化的权利产生重大不利影响的合同对手方发生分歧，但如果确实出现此类分歧，我们打算在必要时对其进行激烈争议。
例如，多个已发现的油田和我们已探明储量的很大一部分位于加纳近海。WCTP石油合同、DT石油合同和Jubilee UUOA包括构成我们目前在加纳业务基础的两个区块和Jubilee和10个油田。根据这些石油合同，最重要的决定，包括我们的开发计划和年度工作计划，必须得到GNPC、石油委员会和/或加纳能源部的批准。我们之前曾与能源部、GNPC和加纳税务局(GRA)就我们在这些石油合同、1984年加纳石油法和2000年国内税法(第592号法案)(“加纳税法”)下的某些权利和责任存在分歧。例如，这些问题包括与我们权益的潜在买家分享信息的分歧、承诺我们的利益为我们的开发活动提供资金、少量钻井液排放到加纳领海可能导致的责任、未能批准我们加纳资产的出售提议、根据加纳税法可读的导致税收或其他应付款项的主张、未批准与加纳近海某些发现有关的Pod、以及放弃我们在加纳近海特许区块上的某些勘探区域。为了解决其中某些分歧，我们需要向GNPC和/或加纳政府支付商定的和解费用。在加纳，作为其正常审计过程的一部分，GRA声称我们少付了某些税收和其他合同财政义务。我们认为，这些主张是没有根据的，我们打算在必要时对其进行激烈辩论，但不能保证解决这些或今后的分歧。.

此外，为了优化Greater Tortue Ahmeyim第一阶段天然气生产的销售商业价值，Kosmos已开始与潜在买家合作，利用我们现有Tortue第一阶段SPA下的现有合同权利潜在地销售货物，以便从强劲的天然气价格前景中受益，同时履行我们与BPGM的合同义务。BPGM不同意我们的立场，双方同意寻求国际仲裁来解释SPA的相关条款。

我们在非洲和美国墨西哥湾许可证的地理位置使我们面临着由于具体影响这些地区的因素而造成收入损失或减产的风险。
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我们目前的勘探许可证有很大一部分位于非洲，在我们收购Anadarko WCTP后，我们总产量的很大一部分来自Jubilee单位地区和加纳近海的10个油田。如果任何地区遇到以下任何因素(以及其他因素)，部分或全部许可证可能会受到影响：
•恶劣天气、天灾人祸、天灾人祸；
•生产、设备、设施、人员或服务的延迟或减少；
•运输、收集或加工生产的能力延迟或减少；
•军事冲突、内乱或政治冲突；和/或
•国际边界争端。
例如，我们在非洲许可证区的石油和天然气业务可能比在美国主权下的业务面临更高的政治和安全风险。
我们计划只为我们在这些地区开展业务所面临的部分风险维持保险范围。也可能有保险承保的某些风险，在这种情况下，保单不会补偿我们与损失有关的所有费用。此外，由于我们的许多许可证集中在同一地理区域，我们的多个许可证可能会同时遇到相同的条件，从而对我们的运营结果产生相对更大的影响，而不是对拥有更多样化许可证组合的其他公司。
与我们的业务和财务状况有关的风险
全球及本地石油和天然气价格大幅或持续下跌，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们将获得的石油和天然气价格将对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率产生重大影响。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，未来可能还会继续波动。石油和天然气价格在过去几年经历了大幅波动，未来可能会继续波动。例如，俄罗斯在乌克兰的战争、中东的潜在不稳定、潜在的地区或全球衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况，以及对石油和天然气需求的影响，导致了石油和天然气价格的显著变化。我们的产品将获得的价格和我们的产品水平取决于许多因素。这些因素包括但不限于：
•石油、天然气供需变化；
•石油输出国组织的行动；
•对石油和天然气未来价格的投机以及石油和天然气期货合约的投机交易；
•全球经济状况；
•政治和经济条件，包括石油生产国的禁运或影响其他石油生产活动，特别是在中东、非洲、俄罗斯和中南美洲；
•恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响，包括美国在美国境外的军事行动；
•全球石油和天然气勘探和生产活动的水平；
•全球石油库存和炼油能力水平；
•天气条件和天灾人祸；
•影响能源消耗的技术进步;
•政府法规和税收政策；
•交通设施的距离和容量；
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•开发和利用替代燃料或能源；
•竞争对手石油和天然气供应的价格和可获得性；以及
•替代燃料或能源的价格、可获得性或强制使用。
油价下跌不仅可能减少我们的收入，而且可能限制我们经济上可以生产的石油数量。石油和天然气价格的大幅或长期下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划资本支出提供资金的能力产生重大不利影响。此外，石油及天然气价格大幅或持续下跌可能导致供应商寻求额外抵押品以支持现有的供应商或履约保证，例如现金或信用证，而我们无法保证我们将能够满足该等抵押品要求。如果我们被要求以现金或信用证的形式提供抵押品，我们的流动性状况可能会受到负面影响，我们可能需要寻求其他融资。如果我们无法按商业上合理的条款获得足够的融资或获得担保或履约保证，我们可能被迫减少资本开支。这些因素可能使我们更难获得BOEM在美国墨西哥湾开展业务所需的财务保证。该等困难可能导致我们的营运成本增加，从而对我们的业务及经营业绩造成重大不利影响。

我们的业务计划需要大量额外资本，而我们可能无法按可接受的条款筹集或于日后根本无法筹集，这可能反过来限制我们发展勘探、评估、开发及生产活动的能力。
我们预计，随着业务的扩大，我们的资本支出和运营支出将大幅增加。获取地震数据以及勘探、评估、开发和生产活动需要相当大的成本，如果我们的运营现金流或时间不足以支付这些成本，我们可能需要通过额外的债务融资、资产出售、战略联盟或未来的私人或公开股权发行筹集大量额外资本。
我们未来的资本需求将取决于许多因素，包括：
•我们勘探、评估、开发和生产活动的范围、进度和成本;
•我们的勘探、评估、开发和生产活动的成功;
•石油和天然气价格；
•我们定位和获取油气储量的能力;
•我们从这些储备中生产石油或天然气的能力;
•我们可能达成的任何钻探和其他生产相关安排的条款和时间安排;
•政府批准和/或特许的费用和时间;
•石油和天然气行业其他公司竞争的影响;以及
•投资者和公众对环境、社会和管治考虑因素（包括气候变化和向低碳经济过渡）的偏好和情绪的潜在变化。
我们目前没有任何承诺，未来外部资金超出我们的商业债务安排和循环信贷安排的能力。额外的融资可能无法以优惠的条件获得，或者根本无法获得。即使我们成功出售额外股本证券以筹集资金，届时我们现有股东的所有权百分比将被稀释，新投资者可能要求比现有股东优先的权利、优先权或特权。如果我们通过债务融资筹集额外资本，融资可能涉及限制我们业务活动的契约。如果我们选择将我们的许可证权益外包出去，我们将稀释我们的所有权权益，并可能失去对此类许可证领域的经营控制权或影响力。
假设我们能够在勘探期内开始勘探、评估、开发和生产活动或成功利用我们的许可证，我们在我们的许可证（或当时存在的该等许可证的开发/生产区域，如适用）中的权益可能会超出许可证勘探阶段设定的期限，直至固定的生产期限或年限，具体取决于司法管辖区。如果我们在这段时间内无法履行我们的承诺和/或宣布我们许可证的潜在领域的商业性，我们可能会面临全部或部分相关许可证权益的重大潜在没收。如果我们未能成功筹集额外资金，我们可能无法继续进行勘探和生产活动或成功开采我们的许可证区域，我们可能会失去开发这些区域的权利。
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地区见“-根据我们某些石油合同的条款，我们有合同义务钻井并宣布任何发现，以保留勘探和生产权。在我们的许可证区域的竞争市场中，未能钻探这些油井或宣布任何发现可能会导致大量的许可证续期成本或我们在许可证区域未开发部分的利益损失，其中可能包括我们的某些前景或未开发的发现。
我们所有的探明储量、石油和天然气产量以及运营现金流目前都与我们在加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美国墨西哥湾的离岸许可证有关。倘发生任何对该等探明储量、产量及来自该等许可证的现金流量造成不利影响的事件（包括但不限于本“风险因素”一节所述的风险及不确定因素所导致的任何事件），则本公司的业务、财务状况、经营业绩、流动资金或为计划资本开支提供资金的能力可能会受到重大不利影响。
我们可能需要对我们的石油和天然气资产的账面价值进行减记，原因是我们的业务预计未来现金流量净额减少，这可能是由于石油和天然气价格下跌、油田业绩不佳、支出增加或投资时间或金额的变化等原因造成的，这种减少可能导致我们的公司左轮手枪和商业债务融资项下的可获得性减少。
根据成功努力会计方法，我们将成本资本化，以获得、发现和开发我们的石油和天然气资产。根据这种方法，我们必须定期对我们的资产进行减值测试，并在发生事件或情况变化需要审查我们的资产时进行减值测试。根据预期减值评估时的特定市场因素和情况，以及对评估和开发计划、生产数据、石油和天然气价格、经济和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。减记构成了对收益的非现金费用。例如，如果石油和天然气价格持续大幅下跌，油田表现不如预期，或者我们遇到支出增加，我们可能会产生未来的减记和费用。
此外，我们在商业债务工具项下的借款基数须定期重新厘定。由于重新确定我们的借款基数，我们可能会被迫偿还商业债务安排下的部分借款。重新厘定可能因多种因素而发生，包括石油及天然气商品价格假设、有关我们石油及天然气资产未来产量的假设、营运成本及税务负担或有关我们未来持有已探明储量的假设。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还这些款项。如果我们没有足够的资金，以其他方式无法谈判续借或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们面临着各种风险，这些风险与反对石油和天然气勘探开发、生产活动和ESG考虑的激进主义增加或公众情绪变化有关，包括气候变化和向低碳经济过渡。
在全球范围内，反对石油和天然气钻探、开发和生产活动的声音一直在增长。石油和天然气行业的公司往往是个人、非政府组织和其他利益攸关方在安全、人权、气候变化、环境问题、可持续性和商业做法等方面积极努力的目标。其中一些活动人士正在努力推迟或取消某些作业，比如近海钻探和开发。
未来的活动人士的努力可能会导致以下结果：
•拖延或拒绝发放钻探许可证；
•缩短租赁期限或者减少租赁规模；
•限制或延迟我们获取更多地震数据的能力；
•对收集或加工设施的安装或运行的限制；
•限制使用某些操作方法；
•法律挑战或诉讼；
•要求更多地分析和披露与环境和气候变化有关的风险和数据，如温室气体排放数据的压力或要求；
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•对我们造成损害的宣传；
•加强监管；
•做生意的成本增加；
•获得融资和对冲的机会减少；
•减少对我们产品的需求；以及
•对我们开发物业和/或从事生产运营能力的其他不利影响。
无论美国拜登政府是否被认为正在或实际上正在兑现总裁·拜登推动减少美国化石燃料勘探和生产的竞选承诺，行动主义可能会继续增加，包括由于总裁·拜登在本10-K报告后面的风险因素中描述的环境和气候变化行政命令我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接地受到我们所在国家和地区的政治、经济和环境环境以及法律法规变化的不利影响。我们需要承担与响应这些倡议或遵守因这些活动而产生的任何新的法律或法规要求相关的成本，这些活动规模很大，而且没有足够的资金，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。此外，公众对石油和天然气行业情绪的变化可能会导致对我们产品的需求减少，或者以其他方式影响我们的运营业绩或财务状况。

疾病爆发可能对我们的业务营运及财务状况造成不利影响。
传染性疾病的重大爆发，以及其他不利的公共卫生事态发展，可能会对我们的业务运营和财务状况产生重大影响。我们的许多行动目前是在发展中国家开展的，而且在不久的将来可能还会继续开展，这些国家容易受到疾病暴发的影响，可能缺乏资源来迅速有效地控制这种暴发。此类疫情可能会影响我们勘探石油和天然气的能力，通过限制接触合格人员来开发或生产我们的许可证区，增加与确保我们人员的安全和健康相关的成本，限制人员、设备、用品和石油和天然气生产的往返运输，并转移开展我们业务所必需的政府机构的时间、注意力和资源。此外，我们的保险单可能不承保因此类疾病爆发而影响销售或延误生产的任何损失。
例如，埃博拉病毒病于2014年在西非部分地区流行，并持续到2015年。世界卫生组织(WHO)在西非报告了大量死亡病例，世卫组织宣布这是全球卫生紧急状态。同样，新冠肺炎大流行在全球蔓延导致旅行限制、“原地避难”和各种检疫措施以及其他政府行动以遏制其传播，并在我们经营的市场造成极大的波动、不确定性和经济混乱，从而影响到我们以及我们的供应商、承包商和合作伙伴的业务和运营。无法预测埃博拉病毒、新冠肺炎或其他病毒在西非及周边地区新爆发的影响和潜在传播。如果再次爆发埃博拉、新冠肺炎或其他病毒，包括我们开展业务的国家，或者没有得到令人满意的控制，我们业务的勘探、开发和生产计划可能会推迟，或者在启动后中断。这些业务的任何变化都可能显著增加业务成本。我们的业务需要承包商和人员往返非洲，以及畅通无阻地运输设备和石油和天然气生产(就我们的生产油田而言)。此类行动还依赖于非洲的基础设施、承包商和人员。如果旅行禁令被实施或扩大到我们开展业务的国家，或者承包商或人员拒绝前往那里，我们可能会受到不利影响。如果获得服务，与这些服务相关的成本可能会大大高于计划，这可能会对我们的业务、运营结果和未来的现金流产生实质性的不利影响。此外，如果埃博拉、新冠肺炎或其他病毒蔓延到我们开展业务的国家，对FPSO的访问可能会受到限制和/或终止。浮式油田有可能在不进入大陆的情况下短期运营，但如果限制延长较长时间，我们和受影响油田的运营商可能会被要求停止生产和其他运营，直到该等限制取消为止。

这些或任何进一步的政治或政府事态发展或健康问题可能会导致社会、经济和劳工不稳定。这些不确定性可能会对我们的业务运营和财务状况产生实质性影响。


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信贷或股市的恶化可能会对我们产生不利影响。
我们接触到了不同的交易对手。例如，我们已经或可能与金融服务业的交易对手进行交易，包括商业银行、投资银行、保险公司、投资基金和其他机构。这些交易使我们在交易对手违约的情况下面临信用风险。信贷市场的恶化可能会影响我们当前和潜在交易对手的信用评级，并影响他们履行对我们现有义务的能力以及他们与我们进行未来交易的意愿。我们可能通过我们已经或可能达成的任何衍生品交易对这些金融机构有敞口。此外，如果我们未来生产的买方(如果有的话)依赖信贷或股权市场为其运营提供资金，如果这些买家在很长一段时间内无法进入信贷或股权市场，则这些买家可能会违约对我们的合同义务。
我们可能会因未来的石油和天然气业务而蒙受重大损失，并受到责任索赔的影响，我们可能没有足够的保险覆盖范围。
我们打算对我们计划发展的业务运营中的某些风险进行保险，并以我们认为合理的金额进行保险。然而，此类保险可能包含对承保范围的排除和限制，或者可能无法以合理的费用获得或根本无法获得。如果我们认为可获得保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不购买保险。未投保和投保不足事件产生的损失和负债可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。此外，即使我们保持足够的保险覆盖范围，与收到保险收益相关的潜在延误以及与修复或重建受损设施相关的延误也可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
全球经济增长率放缓可能对我们的经营业绩及财务状况造成重大不利影响。
市场波动和消费者需求因通胀压力或其他原因而减少，可能会增加经济的不确定性。全球经济增长推动了对包括碳氢化合物在内的所有来源能源的需求。未来较低的经济增长率可能会导致原油和天然气生产需求增长放缓。尽管受到其他因素的影响，需求的下降可能会导致大宗商品价格下降，这将减少我们的运营现金流、我们的盈利能力以及我们的流动性和财务状况。
增加的成本和资金的可获得性可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些因素中的任何一个或多个的变化可能会导致我们的业务成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。最近和持续的全球金融市场中断和波动，以及潜在的区域或全球经济衰退，导致2023年利率上升或信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。我们需要继续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划增长和经营业绩的能力产生实质性的不利影响。
我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流，并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们已经并可能在未来就我们的部分石油和天然气生产达成衍生品安排，包括但不限于看跌期权、套筒和固定价格掉期。此外，我们未来可能会持有旨在对冲利率风险的掉期交易。我们目前并无指定任何衍生工具作为会计上的对冲，并将所有衍生工具按公允价值记录在我们的资产负债表上。我们衍生工具的公允价值变动在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具的公允价值变化而大幅波动。
衍生工具安排也使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•产量低于衍生工具覆盖的数量；
•衍生工具的对手方违约其合同义务；或
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•衍生工具的标的价格与实际价格之间的差额有所增加。
这类衍生品安排可能限制我们从石油和天然气价格上涨或有利的利率波动中获得的好处，并可能使我们面临现金保证金要求。此外，我们获得信贷的能力的降低可能会降低我们以商业合理的条款实施衍生品安排的能力。
我们的商业债务安排、循环信贷安排和管理优先票据的契约包含某些契约，这些契约可能会抑制我们进行某些投资、产生额外债务和进行某些其他交易的能力，这可能会对我们实现未来目标的能力产生不利影响。
我们的商业债务安排、循环信贷安排和管理优先票据的契约包括某些契约，其中包括限制：
•我们的投资、贷款和垫款以及我们的某些子公司支付股息和其他限制性付款；
•我们承担了额外的债务；
•授予留置权，但根据商业债务安排、循环信贷安排或管理我们的优先票据和某些允许留置权的契约而设立的留置权除外；
•合并、合并和出售我们的全部或大部分业务或许可证；
•对我们生产的原油、天然气或其他商品进行套期保值、远期出售或掉期；
•出售资产(在正常业务过程中出售的产品除外)；以及
•在商业债务安排和循环信贷安排的情况下，我们的资本支出，我们可以用我们的商业债务安排和循环信贷安排的收益来资助。
我们的商业债务安排和循环信贷安排要求我们保持一定的财务比率，如偿债覆盖率和现金流覆盖率。所有这些限制性条款可能会限制我们在子公司之间转移资金、运营业务、扩大或实施业务战略的能力。我们遵守商业债务工具、循环信贷工具和管理我们优先票据的契约的这些和其他条款的能力可能会受到经济或商业条件的变化、我们的经营结果或我们无法控制的事件的影响。任何违反上述契诺的行为均可能导致我们的商业债务融资、循环信贷融资和管理优先票据的契约违约，在这种情况下，根据贷款人或其继承人或受让人采取的行动，这些贷款人可以选择宣布根据该等债务工具借入的所有金额以及应计利息都是到期和应付的。如果我们无法偿还这些借款或利息，我们的贷款人、继承人或受让人可以以他们的抵押品为抵押。如果我们的商业债务安排、循环信贷安排和管理优先债券的契约的债务加速，我们的资产可能不足以全额偿还这些债务。此外，这种债务工具对我们招致额外债务和采取其他行动的能力施加的限制，可能会严重削弱我们获得其他融资的能力。
我们的高级票据条款可能会阻止第三方收购我们。
管理我们优先票据的契约的某些条款可能会使第三方更难或更昂贵地收购我们，甚至可能阻止第三方收购我们。例如，一旦发生“控制权变更触发事件”(如管理我们的优先票据的契约所界定)，票据持有人将有权选择要求我们回购其全部票据或该等票据本金的任何部分。通过阻止第三方收购我们，这些条款可能会剥夺我们普通股持有者以高于当前市场价格的溢价出售普通股的机会。
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我们的负债水平可能会增加，从而降低我们的财务灵活性。
截至2023年12月31日，我们的商业债务工具下有9.25亿美元的未偿还能力和3.25亿美元的承诺未提取可用产能，这取决于借款基础的可用性。截至2023年12月31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。截至2023年12月31日，我们有15亿美元的未偿还优先债券本金。未来，为了进行投资或收购或勘探、评估或开发我们的石油和天然气资产，我们还可能产生重大的表外债务和/或重大债务。
我们的负债水平可能会在几个方面影响我们的业务，包括：
•我们很大一部分或全部现金流一旦产生，就可以用来偿还我们的债务；
•高负债水平可能会增加我们在普遍不利的经济和工业条件下的脆弱性；
•管理我们未偿债务的协议中包含的契约将限制我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；
•与杠杆率较低的竞争对手相比，高负债可能会使我们处于竞争劣势，因此可能能够利用我们的负债可能阻止我们追求的机会；
•我们的债务契约也可能影响我们在规划和应对经济和行业变化方面的灵活性；
•由于我们的负债，可能需要额外的对冲工具；
•高负债水平可能会使我们更有可能在定期重新确定债务后减少借款基数，从而要求我们偿还一部分当时尚未偿还的银行借款；以及
•高负债水平可能会削弱我们在未来为营运资本、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力。
高负债水平增加了我们可能拖欠债务的风险。我们履行债务和降低债务水平的能力取决于我们未来的经济表现。这些因素包括：整体经济状况、与勘探和生产石油和天然气相关的风险、石油和天然气价格以及金融、商业和其他因素影响我们的运营和我们未来的经济表现。其中许多因素都不是我们所能控制的。我们可能无法产生足够的现金流来支付债务的利息，而未来的营运资金、借款或股权融资可能无法支付或再融资该等债务。影响我们通过发行股票或债务再融资筹集现金的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
我们是一家控股公司，我们支付未偿债务的能力，包括我们的优先票据，取决于从我们的子公司以股息、费用、利息、贷款或其他方式收到的资金。
我们是一家控股公司，我们的子公司拥有我们所有的资产，并进行我们的所有业务。因此，我们支付未偿债务(包括优先债券)的利息和本金的能力将取决于我们的子公司产生的现金流以及它们通过股息、债务偿还或其他方式向我们提供这些现金的能力。除非我们的附属公司是担保人，否则他们将没有任何义务支付高级债券的到期金额或为此目的提供资金。我们的附属公司可能无法或不被允许作出分派，以使我们能够就优先债券支付款项。每家子公司都是不同的法律实体，在某些情况下，法律和合同限制可能会限制我们从子公司获得现金的能力。管理我们高级票据的契约限制了我们的子公司产生双方同意的产权负担或限制其向我们支付股息或其他公司间付款的能力的能力，但有重大的限制和例外。此外，商业债务融资的条款限制了债务人的能力，包括我们在加纳和赤道几内亚离岸资产中持有权益的重要运营子公司及其中间母公司通过股息、债务偿还或公司间借贷向我们提供现金的能力。如果我们没有从子公司收到分派，我们可能无法就我们的债务支付所需的本金和利息，包括优先债券。
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我们可能会面临与收购相关的风险，收购的整合可能会很困难。
我们定期评估对潜在客户和许可证、储备和其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易的收购。成功收购这些资产或业务需要对几个因素进行评估，包括：
•可采储量；
•未来石油和天然气价格及其适当的差异；
•开发和运营成本；以及
•潜在的环境和其他责任。
这些评估的准确性本质上是不确定的。关于这些评估，我们对我们认为与行业惯例大体一致的主题资产进行审查。我们的审查将不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些资产，以充分评估其不足之处和潜在的可开采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或不能针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们可能无权获得环境责任的合同赔偿，并可以按“原样”收购资产。收购和其他战略交易可能涉及其他风险，包括：
•将管理层的注意力转移到评估、谈判和整合收购和战略交易上；
•将收购的业务、信息管理和其他技术系统和商业文化与我们的系统和商业文化相结合，同时继续经营我们的业务的挑战和成本；
•与协调地理上分散的组织有关的困难；以及
•吸引和留住与收购业务有关的人员的挑战。
整合运营的过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要在这一整合过程中投入大量时间，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层不能有效地管理整合过程，或者如果任何重要的业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。
如果我们不能实现收购的预期收益，我们的运营结果可能会受到不利影响。
收购的成功将在一定程度上取决于我们能否通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期的增长机会。即使合并成功，我们可能无法在预计的已探明储量、产量、运营协同效应节省的成本或收购预期的其他收益方面实现全部收益，也不可能在预期的时间框架内实现这些收益。收购的预期收益可能会被与商品价格变化有关的运营亏损、与交易产生或承担的债务相关的利息支出增加、石油和天然气行业状况的不利变化、或与合并资产或业务的勘探前景有关的风险和不确定性、或运营或其他成本的增加或其他困难(包括承担与收购相关的健康、安全和环境或其他负债)所抵消。如果我们不能实现我们从收购中预期的好处，我们的运营结果可能会受到不利影响。
网络事件，包括对数字安全的破坏，可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或经济损失。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括某些勘探、开发和生产活动。例如，软件程序用于解释地震数据、管理钻井平台、进行储层建模和储量估计，以及处理和记录财务和运营数据。
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我们依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用和服务，来处理和记录财务和运营数据，与我们的员工和业务合作伙伴沟通，分析地震和钻井信息，估计石油和天然气储量，以及许多其他与我们业务相关的活动。我们的商业伙伴，包括供应商、服务提供商、合资企业、我们产品的采购商和金融机构，也依赖数字技术。在越来越困难的物理环境(如深水)勘探和开发石油和天然气所需技术的复杂性，以及全球对石油和天然气资源的竞争，使得某些信息对窃贼更具吸引力。
随着对数字技术的依赖增加，包括故意攻击或无意事件在内的网络事件也有所增加。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统，目的是挪用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断，或导致网站拒绝服务。例如，在2021年，殖民地管道受到勒索软件攻击，导致管道瘫痪数日，影响了整个美国东海岸的消费者。近年来，一些美国公司也受到了网络攻击，导致未经授权访问敏感信息和运营中断。据信，某些国家拥有网络战能力，并被认为是针对美国公司和政府机构的攻击的罪魁祸首。
我们的技术、系统、网络以及我们业务合作伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能会导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有和其他信息，或对我们的业务运营造成其他中断。此外，某些网络事件，如监控，可能会在较长时间内保持不被检测到。涉及我们的信息系统和相关基础设施，或我们的业务合作伙伴的网络事件，可能会扰乱我们的商业计划，损害我们的声誉，并对我们的运营产生负面影响。我们预计将为这些风险和损失中的部分(但不是全部)提供保险。任何此类事件的发生，无论是否在保险范围内，都可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。虽然到目前为止，我们还没有经历过任何重大的网络攻击，但不能保证我们未来不会成为网络攻击的目标，也不能保证我们不会因为任何网络事件而遭受这样的损失。随着网络威胁的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查和补救任何信息安全漏洞。
我们利用净营业亏损结转的能力可能会受到一定的限制。
我们利用联邦净营业亏损抵消未来潜在应税收入和相关所得税的能力取决于我们未来应税收入的产生，我们无法确定地预测我们何时或是否会产生足够的应税收入来使用我们所有的净营业亏损。此外，经修订的《1986年美国国税法》(以下简称《守则》)第382节载有规则，对发生所有权变更的公司利用其联邦净运营亏损结转的能力施加年度限制，所有权变更通常是指在三年期间内超过50%的股票(按价值计算)的所有权变更，以在所有权变更后的几年内利用其联邦净运营亏损结转。这些规则通常侧重于直接或间接拥有一家公司5%或以上股份的持有人之间的所有权变化，或该公司新发行股票引起的任何所有权变化。
如果我们因涉及我们的普通股的未来交易而发生所有权变更，包括后续发行我们的普通股或在5%的持有人之间购买或出售普通股，我们使用联邦净营业亏损和结转的能力可能受到守则第382节的限制。如果我们的联邦净营业亏损受到守则第382节的限制，我们可能无法充分利用我们的联邦净营业亏损结转来抵消我们未来几年的应税收入(如果有的话)，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生负面影响。
除了根据《法典》第382节所述的联邦所得税影响外，大多数州都遵循《法典》第382节的一般规定，无论是明示还是默示，都会导致单独的州净营业亏损和限制。对我们使用国家净营业亏损结转能力的任何限制也可能对我们的财务状况和经营结果产生负面影响。
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与监管有关的风险
我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接地受到我们所在国家和地区的政治、经济和环境环境以及法律法规变化的不利影响。
石油和天然气勘探、开发和生产活动直接或间接受到政治、经济和环境不确定性(包括但不限于政府选举和能源政策变化引起的不确定性)、管理公司运营的法律和政策的变化、财产被没收、合同权利的取消或修改、同意、批准或特许权使用费制度的撤销、获得监管机构的各种批准、外汇限制、汇率波动、特许权使用费增加、碳税或限额交易计划的实施、围绕气候变化的法律法规的增加、政府主权产生的其他风险，以及内乱、战争行为造成的损失风险等因素的影响。游击队活动、恐怖主义、破坏行为、领土争端和叛乱。

例如，拜登政府已经采取了一些行动，可能会导致更严格的环境、健康和安全标准适用于我们的业务以及更广泛的石油和天然气行业。拜登政府于2021年1月27日发布了《关于应对国内外气候危机的行政命令》(《气候变化行政命令》)。这项行政命令指示内政部长无限期暂停在联邦土地和近海水域上新的石油和天然气租约，直到内政部长完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的审查，因为拜登政府对这些活动对环境和气候的影响表示关切。内政部长于2021年11月完成了对许可和租赁做法的审查，并发表了一份报告，除其他外，建议提高特许权使用费费率和财务保证要求。挑战气候变化行政命令暂停新石油和天然气租赁的诉讼在该命令发布后不久就开始了，一名联邦法官随后下令暂停气候变化行政命令，阻止其生效。2022年8月，美国国会通过了《降低通胀法案》，其中包括要求能源部在两年内在墨西哥湾和阿拉斯加举行先前宣布的离岸租赁销售的条款。随后，京东方在2023年3月和2023年12月分别举行了259次和261次租赁销售。此外，《气候变化行政命令》将气候条件确立为美国外交政策的一个基本要素；设立白宫办公室和气候特别工作组，以协调和实施拜登政府的国内气候变化议程；指示联邦机构采购无碳污染电力和零排放车辆；根据适用法律取消化石燃料补贴；确定到2035年实现无碳污染电力部门的目标，到2050年实现净零排放美国经济；并承诺到2030年保护至少30%的联邦土地和海洋的目标。另外，2021年4月，总裁·拜登宣布了到2030年将美国的温室气体排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。

此外，总裁·拜登于2021年1月20日签署了另一项行政命令，题为“关于保护公众健康和环境并恢复科学以应对气候危机的行政命令”(“健康与环境行政命令”)，其中除其他事项外，要求审查在前总统政府期间颁布、发布或通过的条例和其他行政行动，以评估拜登政府认为这些条例和行政行动是否充分保护公众健康和环境，包括在气候变化方面，以及是否符合科学。该命令还特别要求考虑有关石油和天然气部门甲烷排放的新规定，重新评估上届政府限制某些国家纪念碑大小的决定，并将温室气体排放的影响(称为“碳的社会成本”)纳入联邦机构的决策。这些行动以及本届总统政府和国会颁布的适用环境、健康和安全、监管和法律要求的任何未来变化，可能会限制我们获得美国墨西哥湾深水海域更多英亩和新租约的机会，或导致我们获得额外许可钻探和开发我们的英亩和租约的能力受到限制或延迟，或以其他方式导致我们的业务范围受到限制，或者可能导致我们合规成本的增加。这些变化对我们未来综合财务状况、运营结果或现金流的潜在影响无法预测。

此外，我们受制于在我们经营业务的国家和我们出于税务目的而居住的国家的税法适用方面的不确定性，以及该等税法(或其适用)可能发生的变化，每一项变化都可能导致我们的纳税义务增加。在我们开展大部分活动的发展中国家，这些风险可能会更高，例如在加纳，GRA对我们在前几个财年的加纳纳税申报单中声称根据加纳石油所得税法的条款不允许的某些税收减免，以及不支付某些交易税、合同财政义务和其他付款提出了异议。我们已经并将继续面临与塞内加尔、毛里塔尼亚和赤道几内亚税务局的类似税务纠纷。
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此外，西非货币联盟和中部非洲经济和货币联盟的货币部门改革举措，例如通过中部非洲国家银行执行第02/18/ECMAC/UMAC/CM号条例，可限制或阻止用外币支付；限制离岸和在岸外币账户；和(或)限制或阻止汇回收入和债务收益。实施或实现上述任何一项都可能对我们的财务状况和经营结果产生不利影响。

此外，围绕我们开展业务的国家的经济和财政健康状况，我们也受到不确定性的影响。例如，加纳共和国在2022年和2023年对其主权债务进行了评级下调。2023年5月，国际货币基金组织执行董事会批准了一项30亿美元、为期3年的延长信贷安排，以支持加纳的经济复苏计划，此后加纳当局在全面债务重组方面取得了进展。由于担心收入依赖于单一国家，像加纳这样的评级下调已经影响了该公司自己的信用评级。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划增长和经营业绩的能力产生实质性的不利影响。

我们在这些地区的行动增加了我们面临战争、当地经济状况、政治动荡、内乱、征用、海盗、部落冲突和政府政策的风险，这些风险可能：
•扰乱我们的行动；
•要求我们承担更大的安全成本；
•影响我们的信用评级和获得资本的能力；
•限制资金流动或限制利润汇回；
•导致美国政府或国际制裁；或
•在一段时间内限制市场准入。
我们活动的地理区域中的一些国家过去经历过政治不稳定，或目前正在经历不稳定。未来可能会发生中断，而这些中断造成的损失可能不在保险覆盖范围内。因此，我们的勘探、开发和生产活动可能会受到一些因素的重大影响，这些因素可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。此外，如果非美国业务引起争议，我们可能受美国境外法院的专属管辖权管辖，或可能无法将非美国人员置于美国法院的管辖权或国际仲裁的管辖之下，这可能会对此类争议的结果产生不利影响。
我们的业务也可能受到司法管辖区的法律和政策的不利影响，这些司法管辖区包括我们的石油和天然气经营活动所在的司法管辖区以及英国和开曼群岛以及我们开展业务的其他司法管辖区，这些法律和政策影响了对外贸易和税收。这些法律或政策中任何一项的变化或其实施都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
美国墨西哥湾更全面和更严格的监管大大增加了近海石油和天然气勘探和生产作业的成本和延误。
在美国墨西哥湾，联邦一级不断制定和实施监管举措，以防止发生重大油井控制事故。内政部(“DOI”)通过BOEM和安全与环境执法局(“BSEE”)向承租人和运营商(“NTL”)发布了各种法规和通知，旨在对美国墨西哥湾的勘探、开发和生产活动施加额外的安全、许可和认证要求。这些监管举措有效地减缓了美国墨西哥湾钻探和生产业务的步伐，因为操作程序、认证要求和检查、钻探申请和许可以及勘探和生产计划审查的交货期正在进行调整，并且联邦机构演变为今天的机构。2019年5月15日，BSEE发布了最终规则，生效日期为2019年7月15日，该规则修订了油井设计、井控、套管、固井、实时监测(RTM)和海底围堵的要求。这些修订修改了与近海石油和天然气钻探、完井、修井和退役有关的规定，符合行政和内政部长的命令。井控法规的主要特点包括对防喷器(BOP)、双剪切锤、设备的第三方审查、实时监测数据、安全钻井余量、扶正器、检查以及与油井设计和控制、套管、固井和海底围堵相关的其他改革的要求。关于总裁最近签署的钻探和气候变化行政命令的讨论
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目录表
拜登，请看前面这本10-K书中的风险因素我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接地受到我们所在国家和地区的政治、经济和环境环境以及法律法规变化的不利影响.”

除了环保部在过去几年制定和实施的一系列新的或修订的安全、许可和认证要求外，还提出了各种建议，以改变可能影响近海开发和生产的现有法律和法规，例如，大幅提高1990年《石油污染法》所要求的最低经济责任论证的建议。过去几年实施和推行的现有监管举措或未来的任何限制，无论是通过立法或监管手段，还是增加或扩大许可和执法计划，在一定程度上加剧了我们近海石油和天然气开发或勘探活动的不确定性或延误，那么此类条件可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。由BOEM或其他政府当局制定的任何其他新规则、法规或法律举措，包括现任总统政府的结果，如果对财务保证、暂停新租赁或以其他方式对我们的离岸活动产生不利影响，施加更严格的要求，可能会导致成本增加。特别是，如上所述，现任总统政府支持对联邦地区的石油和天然气勘探和生产进行限制。这些限制和未来可能发布的类似限制可能会限制我们的运营，并对我们未来的财务业绩产生不利影响。

石油和天然气行业，包括获得勘探许可证，竞争激烈，我们的许多竞争对手拥有和使用的资源比我们多得多。
石油和天然气行业在各个方面都具有很强的竞争力，包括勘探和开发新的许可证区。我们在一个竞争激烈的环境中运营，以获得勘探许可证并雇用和留住训练有素的人员。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源远远超过我们，这在我们经营的领域可能特别重要。这些公司可能能够更好地承受钻探工作失败、金融市场持续波动以及全球和整个行业普遍不利的经济状况带来的财务压力，并可能更好地吸收相关法律和法规变化带来的负担，这可能对我们的竞争地位产生不利影响。我们在未来获得更多潜在客户以及发现和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适许可证的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。此外，石油和天然气行业投资的可用资金面临着激烈的竞争。由于这些因素和其他因素，我们可能无法在竞争激烈的行业中成功竞争，这可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
石油和天然气行业的参与者受到许多法律、法规和其他立法文书的约束，这些法律、法规和其他立法文书可能会影响开展业务的成本、方式或可行性。
石油和天然气行业的勘探和生产活动受当地法律法规的约束。我们可能需要支付大笔费用来遵守政府法律法规，特别是在以下事项方面：
•钻井作业许可证；
•增税，包括追溯性索赔；
•油气成藏单位化；
•本地内容要求(包括强制使用本地合作伙伴和供应商)；以及
•安全、健康和环境要求、责任和义务，包括与补救、调查或许可有关的要求。
根据这些和其他法律法规，我们可能会对人身伤害、财产损失和其他类型的损害承担责任。不遵守这些法律法规也可能导致我们的业务暂停或终止，并受到行政、民事和刑事处罚。此外，这些法律和法规可能会改变，或者它们的解释可能会改变，这可能会大幅增加我们的成本。在我们开展大部分业务的发展中国家，这些风险可能更高，在这些国家，这些法律和法规的适用可能缺乏清晰度或缺乏一致性。任何由此产生的负债、处罚、停职或终止都可能对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
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目录表
例如，加纳议会颁布了《石油收入管理法》、《2011年石油委员会法》和《2016年加纳石油法》。不能保证这些法律不会在表面上或解释上追溯性地修改管理我们在加纳的许可权益的协议的条款，包括WCTP和DT石油合同以及Jubilee UUOA，要求政府批准直接或间接改变我们许可权益的控制权或以其他方式影响我们在加纳的当前和未来业务的交易。任何此类变化都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。我们也不能向您保证，根据现有法律，直接或间接转让我们的石油协议或其下的权益将不需要政府批准。
我们受到许多健康、安全和环境法律法规的约束，这可能会导致重大责任和成本。
我们遵守各种国际、外国、联邦、州和地方的健康、安全和环境法律法规，其中包括向地面、空气或水排放污染物，受管制材料的产生、储存、搬运、使用、运输和处置，以及我们的员工、承包商和我们资产所在社区的健康和安全。我们的运营需要从政府当局获得环境许可，包括我们油井的钻探许可。我们维持政策和程序，以遵守这些不同的许可和我们所受的法律和法规。如果确定我们违反或未能遵守这些要求，我们可能会被监管机构罚款或以其他方式制裁，包括吊销我们的许可证或暂停或终止我们的业务。此外，此类要求可能会在未来发生变化或变得更加严格。如果我们未能及时或根本(由于合作伙伴、社区或环境利益团体的反对、政府延误或其他原因)获得、维护或续签许可证，或者如果我们面临由于法律或法规的变更或颁布而施加的额外要求，则此类未能获得、维护或续签许可证或此类法律或法规的变更或颁布可能会阻碍或影响我们的运营，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
作为我们过去、现在和将来的某些权益、发现和前景的权益拥有者或指定经营者，我们可能要对我们以及我们的区块合作伙伴、第三方承包商、前任或其他经营者的行为和不作为所产生的部分或全部健康、安全和环境成本和责任承担责任。如果我们没有解决这些成本和债务，或者如果我们没有以其他方式履行我们的义务，我们的业务可能会暂停或终止。我们已经与第三方签订了合同，并打算继续聘请第三方来提供与我们的运营相关的服务。我们有可能与健康、安全和环境记录不令人满意的第三方签订合同，或者我们的承包商可能不愿意或无法弥补与其行为和不作为有关的任何损失。因此，我们可能被要求对他们的行为或不作为产生的所有成本和责任负责，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
我们没有为所有风险投保，我们的保险可能不涵盖我们的运营或我们的任何执照区域可能产生的任何或所有健康、安全或环境索赔。如果发生重大事故或其他事件，且不在保险范围内，则此类事故或事件可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
我们采取措施防止受管制物质的释放。如果发生了受管制物质的释放，根据某些环境法，这可能是重大的，我们可能要对我们现有或以前的设施以及我们使用或代表我们使用的任何第三方废物处置场的任何污染相关的所有成本负责。此外，近海石油和天然气勘探和生产涉及各种危险，包括人类接触受管制物质(包括自然产生的放射性物质)和其他材料。因此，我们可能对人类接触此类物质或因向环境、财产或自然资源释放任何受管制或以其他方式有害的物质或影响濒危物种而造成的其他损害承担责任。
此外，我们预计气候变化问题和温室气体排放将继续受到越来越多的关注，包括甲烷(天然气的主要成分)和二氧化碳(石油和天然气燃烧的副产品)。例如，2016年4月，包括加纳、毛里塔尼亚、圣多美和普林西比、塞内加尔和美国在内的195个国家签署并正式签署了一项国际气候变化协议(《巴黎协定》)。《巴黎协定》呼吁签署国设定自己的温室气体排放目标，随着时间的推移使这些排放目标变得更加严格，并对温室气体排放报告和各国为实现温室气体目标将采取的措施保持透明。《巴黎协定》的一个长期目标是将全球气温较前工业化时代的升温控制在远低于2摄氏度的水平。《巴黎协定》实际上是《京都议定书》的继承者，《京都议定书》是一项旨在减少温室气体排放的国际条约，包括加纳、毛里塔尼亚、圣多美和普林西比和塞内加尔在内的许多国家和地区都是《京都议定书》的缔约国。2012年，在所谓的多哈修正案中，《京都议定书》通过修正案延长至2020年，该修正案
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目录表
在所需数目的缔约方于2020年10月批准后，于2020年12月底生效。2023年11月和12月，国际社会齐聚迪拜，参加了第28届《联合国气候变化框架公约》(COP28)缔约方大会，会上发表了多项声明，包括一项呼吁摆脱化石燃料的全球协议，以及约50个石油和天然气生产国承诺到2030年实现近零甲烷排放。另外，2023年12月，美国环保局公布了管理石油和天然气行业甲烷和挥发性有机化合物排放的最终规则，其中包括要求定期检查以发现泄漏(以及随后的修复)，对甲烷的排放和燃烧施加严格限制，并建立一个项目，让第三方可以监控并向环境保护局报告大量甲烷排放。此外，2022年3月，美国证券交易委员会提出了要求披露一系列气候变化相关信息的规则，除其他外，包括公司的气候变化风险管理；与气候有关的短期、中长期金融风险；以及披露范围1、范围2和(对某些公司)范围3的排放。美国证券交易委员会拟议的气候披露规则尚未敲定，但拟议的规则实施可能代价高昂且耗时。 目前还不能确定《巴黎协定》、《公约》第28条、美国环保局最终的甲烷排放规则、美国证券交易委员会拟议的气候变化披露规则以及任何其他相关的温室气体排放目标、法规、行政命令或其他要求，将对我们的业务、运营结果和财务状况产生什么影响。然而，这种立法和监管的不确定性可能会导致我们的业务或运营中断。有关总裁·拜登最近签署的环境和气候变化行政命令的讨论，请参阅本10-K文件中前面的风险因素我们的业务、运营和财务状况可能直接或间接地受到我们所在国家和地区的政治、经济和环境环境以及法律法规变化的不利影响。”

健康、安全和环境法律法规复杂，变化频繁，随着时间的推移，往往会变得越来越严格。我们遵守当前和未来的气候变化、健康、安全和环境法律的成本、我们的大宗合作伙伴和第三方承包商的行为或不作为，以及我们因释放或接触受管制物质而产生的责任，可能会对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。更多信息见“项目1.业务--环境事项”。
我们可能面临与美国《反海外腐败法》和其他反腐败法律有关的断言或责任，任何此类断言或确定我们违反了美国《反海外腐败法》或其他此类法律，都可能导致Kosmos付出巨大代价，并对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们受美国《反海外腐败法》(FCPA)和其他法律的约束，这些法律禁止为了获得或保留业务或以其他方式获得不正当的商业优势而向外国政府官员和政党支付或提供不正当的报酬。此外，联合王国已经颁布了2010年的《反贿赂法》，在某些情况下，我们可能要遵守该法律。我们在那些我们可能直接或间接面临官员腐败要求的国家和地区做生意，未来还可能做更多的生意。我们面临员工、承包商或顾问未经授权付款或提出付款的风险。我们现有的保障措施和未来的任何改进可能被证明在防止此类未经授权的付款方面效果不佳，我们的员工和顾问可能会从事我们可能要承担责任的行为。违反《反海外腐败法》或其他反腐败法可能会导致严厉的刑事或民事制裁，我们还可能承担其他责任，这可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生负面影响。此外，美国政府可能会要求我们对我们投资的公司(例如，通过收购股权、作为合资伙伴参与、收购资产或与之进行某些商业交易)或收购的公司违反《反海外腐败法》的行为承担后续责任。
虽然我们相信我们保持着强大的合规计划(包括政策、程序和控制)和相应的合规文化，但我们可能会不时提出与我们的业务或资产有关的断言，包括媒体或竞争对手，尽管此类断言缺乏真实性，但可能会吸引监管机构的兴趣或影响市场对Kosmos的看法。2019年6月3日， 英国广播公司全景图我们播放了一个电视节目，其中包括关于本公司持有权益的塞内加尔近海Cayar Offshore和Saint Louis Offshore区块的各种断言，我们认为这些断言是不准确和误导性的。我们、BP(区块运营商)和塞内加尔政府都立即发表独立声明，强烈驳斥这些断言。*正如我们的声明中指出的那样，Kosmos在交易前进行了广泛的尽职调查，我们认为我们是按照适用法律收购了我们在区块中的权益。节目播出后，某些政府机构要求科斯莫斯自愿提供与塞内加尔区块和其他区块有关的信息。我们与这些请求进行了合作，以确保这些机构对这些区块的历史有准确和完整的了解。经过三年多的广泛审查，美国证券交易委员会于2022年12月通知我们，它已经结束了调查，没有建议采取执法行动。不能保证其他监管机构不会进一步进行监管调查或采取其他行动。
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目录表

联邦监管法律可能会对我们使用衍生品来降低大宗商品价格、利率和其他与我们业务相关的风险的影响的能力产生不利影响。
有时，我们使用衍生品，特别是现金结算的大宗商品期权和利率掉期，来对冲与我们业务相关的风险，包括大宗商品价格和利率风险。商品期货交易委员会(“CFTC”)对衍生品拥有管辖权，包括掉期和现金结算的商品期权，根据商品交易法，这些衍生品被作为掉期进行监管。
对我们来说尤其重要的是，CFTC已经实施了一些规定，为某些期货和经济上同等的掉期设定头寸限制，并要求交易所也这样做。某些真正的对冲头寸不受这些头寸限制。由于此等规则有关本公司的条文将于未来数年分阶段实施，因此可能会增加成本，或如吾等不能符合有关对冲豁免的具体要求，吾等可能会受到若干持仓限制。
CFTC已将某些利率互换指定为强制清算和交易所交易。CFTC尚未提出将任何其他类别的掉期(包括大宗商品掉期)指定用于强制性清算或交易所交易的规则。强制清算和交易执行要求的应用可能会改变公司用于对冲的掉期的成本和可获得性。
与我们交易的掉期交易商需要遵守未清算掉期的保证金和隔离要求。虽然我们的未清算掉期不直接受这些保证金要求的约束，因为它们被我们用于对冲目的，但由于交易商进行未清算掉期交易的成本普遍增加，我们进行这些交易的成本可能会增加。
《商品交易法》还要求我们衍生工具的某些交易对手必须在CFTC注册，并接受实质性监管。这些要求可能会大大增加衍生品的成本，减少衍生品的可用性，以防范我们遇到的风险，并降低我们货币化或重组现有衍生品的能力。如果我们因这些法规而减少使用衍生工具，我们的经营业绩可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划和资助资本支出的能力产生不利影响。如果立法和条例的后果是降低商品价格，我们的收入也可能受到不利影响。
欧盟和其他非美国各司法管辖区亦已实施或正在实施有关衍生工具市场的类似规例。如果我们与外国司法管辖区的交易对手进行交易，我们或我们的交易可能会受到此类法规的约束。这些法规的影响可能类似于上述关于美国规则的影响。
任何该等后果均可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
一般风险因素
我们依赖于我们管理和技术团队中的某些成员。
我们的业绩和成功在很大程度上取决于我们管理层的能力、专业知识、判断力和判断力，以及我们技术团队识别、发现、评估、开发和生产储量的能力。我们的管理和技术团队的一名或多名成员的流失或离职可能会对我们未来的成功不利。此外，我们的管理层和技术团队成员持有的大量Kokeros股份已经归属。无法保证我们的管理和技术团队将继续存在。倘任何该等高级职员或其他主要人员退休、辞职或无法继续担任其现时职务，而又没有适当人选替代，则我们的经营业绩及财务状况可能会受到重大不利影响。我们有能力管理我们的增长，如果有的话，将需要我们继续培训，激励和管理我们的员工，并吸引，激励和留住更多的合格人员。对这类人员的竞争非常激烈，我们可能无法成功吸引、吸收和留住业务增长和盈利所需的人员。
我们在一个好打官司的环境中运营。
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事实证明，我们开展业务的一些司法管辖区是好打官司的环境。像我们这样的石油和天然气公司，在正常的业务过程中可能会卷入各种法律程序，例如所有权或合同纠纷。
我们可能会不时卷入正常业务过程中出现的各种法律和监管程序。我们无法确切地预测这些诉讼的发生或结果，如果我们在这些纠纷中失败，并且任何损失超过了我们可用的保险，这可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。
由于我们在海外维持着多元化的资产组合，我们可能涉及的法律程序的复杂性和类型可能会有所不同，我们可能会在不同的司法管辖区产生大量的法律和支持费用。如果我们不能成功地保护自己，我们的勘探、开发或生产活动或其他业务计划可能会延迟甚至停止，导致储量减少、产量损失和现金流减少。法律程序可能导致对我们的重大责任和/或负面宣传，并对我们的普通股价格产生不利影响。此外，法律程序分散了管理层和其他人员对其主要责任的注意力。
我们面临着与全球民粹主义相关的各种风险。
在全球范围内，某些个人和组织正试图将公众的注意力集中在收入分配、财富分配和公司税收水平上，并实施收入和财富再分配政策。这些努力如果获得政治吸引力，可能会导致对个人和/或公司增加税收，并可能加强对公司和金融机构的监管。我们需要应对这些发展或遵守任何由此产生的新法律或法规要求，以及任何可能增加的税收支出，这可能会增加我们的业务成本，降低我们的财务灵活性，否则会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们的股价可能会波动，购买我们普通股的人可能会遭受重大损失。
我们的股价可能会波动。股票市场总体上经历了极端的波动，这种波动往往与特定公司的经营业绩无关。我们普通股的市场价格可能受到许多因素的影响，包括但不限于：
•石油和天然气的价格；
•我们勘探和开发业务的成功，以及我们生产的任何石油和天然气的营销；
•运营事故；
•美国和我们开展业务的外国国家的监管动态；
•关键人员的招聘或离职；
•我们的财务业绩或被认为与我们相似的公司的财务业绩季度或年度变化；
•我们所在行业的市场状况以及新证券或变更证券的发行情况；
•分析师的报告或建议；
•证券分析师未能涵盖我们的普通股或分析师对财务估计的变化；
•无法满足跟踪我们普通股的分析师的财务估计；
•发行或出售本公司的任何额外证券；
•投资者对我们公司和我们竞争的行业的看法；以及
•一般的经济、政治和市场条件。
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目录表
如果发行额外的股票，我们普通股的持有者将被稀释。
我们可以发行额外的普通股、可转换为普通股的证券、优先股、认股权证、权利、单位和债务证券，用于一般公司目的，包括但不限于偿还或再融资借款、营运资本、资本支出、投资和收购。我们继续积极寻求通过互补性或战略性收购扩大我们的业务，我们可能会发行与这些收购相关的额外普通股。我们还向高管、员工和独立董事发放限制性股票单位，作为他们薪酬的一部分。如果我们未来增发普通股或可转换为普通股的证券，可能会对我们现有的流通股股东产生稀释效应。
项目1B：未解决的工作人员意见
不适用。

项目1C：网络安全
见“项目1.业务-网络安全”。
第2项：酒店物业
见“项目1.业务”。我们也有各种经营租赁，用于租用办公空间、办公室和现场设备以及车辆。关于未来最低租金付款，见“财务报表和补充数据--附注15--承付款和或有事项”。这种信息在此引用作为参考。
第三项：其他法律程序
我们可能会不时涉及正常业务过程中出现的各种法律和监管程序。虽然我们不能确切地预测这些诉讼的发生或结果，但我们不认为任何未决的法律或监管诉讼中的不利结果，无论是个别的还是总体的，都不会对我们的综合财务状况或现金流产生重大影响；然而，不利的结果可能会对我们在特定中期或年度的经营业绩产生重大不利影响。
第二项第四项：煤矿安全信息披露
不适用。
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第II部
第五项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
普通股交易摘要
我们的普通股在纽约证券交易所和伦敦证券交易所交易，代码为KOS。
截至2024年2月22日，根据该公司的转让代理ComputerShare Trust Company，N.A.的信息，Kosmos普通股的记录持有者人数为1122人。2024年2月22日，据纽约证券交易所报道，Kosmos普通股的最后一次出售价格为每股5.93美元。
Kosmos目前不支付股息。未来是否派发股息由我们的董事会酌情决定，并取决于我们的财务状况、经营结果、资本要求和董事会认为相关的其他因素。我们的某些子公司目前根据高级票据、融资机制和公司革命者的条款向我们支付股息的能力受到限制，除非我们满足某些财务和其他条件。
发行人购买股票证券
根据我们LTIP的条款，我们向员工发行了限制性股票单位。于该等限制性股份单位归属当日，吾等根据吾等适用的限制性股份单位授出协议及LTIP，向该等雇员提供出售股份以支付其税务责任的选择权，按归属股份单位数目(根据吾等普通股于归属日期的收市价计算)相等于该承授人所欠的最低法定税项责任或不超过该承授人的最高法定税项责任。此外，本公司亦可回购承授人出售的限售股份单位，以清缴其税务责任。回购的股份单位将重新分配给根据长期投资协议可供发行的股份单位数量。
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目录表
股票表现图表
以下业绩图表和相关信息不应被视为“征集材料”或被美国证券交易委员会“存档”，也不应通过引用将此类信息纳入根据1933年证券法或1934年证券交易法(均经修订)提交的任何未来文件，除非本公司通过引用明确将其纳入此类文件。
下图显示了截至2023年12月31日的五年期间，根据S指数和道琼斯美国勘探与生产指数的累计总回报衡量，我们普通股的累计股东总回报的变化。该图表跟踪了100美元投资于我们的普通股和每个指数的表现(包括所有股息的再投资)。
2684
 十二月三十一日，
201820192020202120222023
科斯莫斯能源有限公司(KOS)$100.00 $144.30 $60.50 $89.10 $163.80 $172.80 
S指数(SPX)100.00 131.50 155.60 200.30 164.00 207.00 
道琼斯美国勘探与生产指数(DWCEXP)100.00 110.30 73.00 125.90 198.10 206.90 
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目录表
第6项：精选财务数据
截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的三个年度的合并财务信息，见“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”和“项目8.财务报表和补充数据”。
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目录表
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论和分析包含涉及风险和不确定因素的前瞻性陈述。由于各种因素的影响，我们的实际结果可能与前瞻性陈述中讨论的结果大不相同，这些因素包括但不限于“关于前瞻性陈述的警示陈述”和“第1A项”中陈述的那些因素。风险因素。关于我们财务状况和经营结果的以下讨论应与我们的合并财务报表及其附注一起阅读，这些附注包括在本年度报告10-K表的其他部分。

概述
Kosmos是一家专注于大西洋近海边缘的全周期、深水、独立的石油和天然气勘探和生产公司。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。
在全球范围内，俄罗斯在乌克兰的战争、中东的潜在不稳定、潜在的衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况的影响影响了石油和天然气的供需，这也导致了石油和天然气价格的显著波动。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，本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，构成全额支付。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。

2023年9月，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，该公司修改了该安排，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

在截至2023年12月31日的一年中，加纳的平均产量约为11.82万桶/日(净额3.86万桶/日)。
朱比利油田的分阶段开发在2023年继续进行，成功地将四口生产井和两口注水井投入使用，其中包括三口井(两口生产井和一口注水井)，作为朱比利东南项目成功启动的一部分。朱比利东南项目还包括安装一个新的海底生产歧管。开发钻探活动计划在2024年继续进行。2024年第一季度初，一口新的注水井和一口新的生产井上线。该合作伙伴关系预计，在我们预计钻井合同结束之前，2024年将再投入使用三口井，其中包括两口生产井和一口注水井。
关于2009年批准Jubilee油田一期吊舱，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合作伙伴已经履行了这一承诺。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，根据标签GSA的条款，以每MMBtu 0.50美元的价格向加纳出售了大约19Bcf的Jubilee气体(恢复了原来的10 Bcf)。在2023年期间，Jubilee合作伙伴达成了一项临时协议，以每MMBtu 2.95美元的价格向加纳政府出售Jubilee气田天然气，价格超过Jubilee气田的19bcf，直至2024年5月，同时合作伙伴继续与加纳政府就未来的长期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。如果修改后的计划
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目录表
如果十个项目的开发被推迟或未获批准，可能会导致投资和发展活动的削减或延迟。
美国墨西哥湾
在截至2023年12月31日的一年中，美国墨西哥湾的平均产量约为15,400桶/日(净)(~81%的石油)。

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。修井计划已经制定，鉴于2023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年期间继续取得良好进展，该项目第1A期的第一批石油预计将于2024年第二季度初投产，头两口油井将投入生产。临冬城3号油井预计将于2024年晚些时候开始钻探。已经签署了东道国设施生产处理协议和石油出口协议。

截至2023年底，Odd作业现场潜水泵安装项目约完成90%，预计2024年年中上线。该项目预计将维持奇数工作领域的长期生产。

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Keathley峡谷的964号区块(33%的工作权益)。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。初步的流体和岩心分析支持油井的生产潜力，其特征与Wilcox趋势中类似的附近发现类似。我们现在正在与合作伙伴合作，为这一发现制定发展方案。在2024年第四季度，Kosmos被指定为美国墨西哥湾租赁销售261号五个区块的明显高价竞标者，其中包括我们发现Tiberius附近的三个区块。

赤道几内亚
    
截至2023年12月31日的一年，赤道几内亚的平均总产量约为25,300 Bopd(净额约为8,800 Bopd)。

2023年Ceiba油田和Okume综合开发钻井平台活动于2023年第四季度开始。该行动最初完成了一次生产井修井。然而，由于钻井平台的安全问题，运营商于2024年2月初终止了钻井平台合同。双方正在寻求一个替代钻井平台和钻井承包商，以恢复工作，计划包括钻探G区块的充填生产井和S区块的Akeng Deep ILX探矿。

于2023年2月，Kogaic与赤道几内亚共和国订立石油合约，涵盖赤道几内亚近海EG-01区块。Koomba持有该区块24%的非经营参与权益。EG-01区块目前占地约59，400英亩（240平方公里），第一个勘探期为自生效日期（2023年3月1日）起三年。

于2023年3月，我们完成一项出售赤道几内亚离岸S区块6. 0%参与权益的转让协议。由于签订了外判协议，Koomba在S区块的参与权益减少至34.0%。

毛里塔尼亚和塞内加尔    

大Tortue Ahmeyim单位

Greater Tortue项目第一期于二零二三年继续推进。截至年底和申报日，实现了以下里程碑：

•钻孔：该运营商已成功钻完所有四口井，预期生产能力明显高于第一口天然气所需的生产能力。
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目录表

•枢纽码头：建造工程已完成，并于二零二三年八月完成移交营运。

•水下：在现场出油管和水下结构物的安装方面取得了重大进展。工程于二零二三年第四季度重新展开，预期于二零二四年第二季度末完成。英国石油公司代表合作伙伴集团，根据与原海底承包商的协议启动了这一程序，以弥补所造成的损失。合伙企业将寻求在具有约束力的仲裁中收回最大可收回的损害赔偿。我们估计，Kokaros在可收回的损失中所占的净份额高达1.6亿美元。

•FLNG：FLNG的建造于二零二三年第四季度完成，该船于二零二四年第一季度抵达毛里塔尼亚/塞内加尔近海。连接工作正在进行中。

•FPSO：该船目前在特内里费岛的一家造船厂进行导缆器的检查和维修。预计将于2024年第二季度初完成这项工作并运送到项目现场，然后进行最后的连接和调试。

Greater Tortue Ahmeyim项目第一阶段的第一天然气的关键路径，现在的目标是在2024年第三季度，仍然是通过FPSO的到达，连接和调试。该工作流程的及时执行预计将允许在2024年第四季度实现第一批液化天然气。

Yakaar和Teranga发现

Yakaar和Teranga的发现继续作为联合开发进行分析。于2023年，我们继续推进评估研究、完善概念设计，并向合作伙伴建议将Cayar Offshore Profond Block的Yakaar和Teranga发现作为商业联合开发。PETROSEN同意了该提议，但BP决定不参与Yakaar和Teranga发现的开发和开采。根据《Cayar近海Profond区块油气勘探和生产分成合同》（以下简称“合同”）和相关《联合作业协议》（以下简称“JOA”）的规定，BP已放弃其在Yakaar和Teranga发现方面的权利。根据联合作业协议的规定，Kokaran已根据合同和联合作业协议承担了BP的参与权益，并已成为Cayar Offshore Profond Block的运营商，并已获得自2024年1月18日起生效的常规政府批准。Cayar Offshore Profond区块的参与权益现在是：Kokaros 90%和PETROSEN 10%，PETROSEN有权在开采授权发布后将其参与权益增加到35%。

圣多美和普林西比

于二零二三年第二季度，我们获得批准将圣多美和普林西比海上第5区块的当前勘探阶段延长十二个月至二零二四年五月。
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目录表
经营成果
我们所有的结果，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、2022年及2021年12月31日止年度的若干经营业绩及统计数据载于下表。有关截至2022年12月31日止年度与截至2021年12月31日止年度比较的讨论，请参阅我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格年报第二部分第7项“管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析”。
截至十二月三十一日止的年度，
 
 2023
2022(2)
2021(1)
 (单位为千，每卷数据除外)
销售量： 
石油(MBbl)20,385 22,012 18,525 
天然气(MMcf)13,737 4,076 4,904 
NGL(MBbl)382 426 508 
总计(MBOE)23,057 23,117 19,850 
总计(Boepd)63,168 63,335 54,384 
收入： 
石油销售$1,658,421 $2,201,199 $1,298,577 
天然气销售35,307 29,504 18,898 
NGL销售7,880 14,652 14,538 
总收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 
每桶石油平均销售价格$81.35 $100.00 $70.10 
每立方米天然气平均销售价格2.57 7.24 3.85 
每桶NGL平均销售价格20.61 34.39 28.62 
每桶平均销售总价73.80 97.13 67.10 
成本： 
石油和天然气生产，不包括修井$367,375 $387,888 $332,203 
石油和天然气生产、修井22,722 15,168 13,803 
石油和天然气生产总成本$390,097 $403,056 $346,006 
损耗、折旧和摊销$444,927 $498,256 $467,221 
每桶平均成本： 
石油和天然气生产，不包括修井$15.93 $16.78 $16.74 
石油和天然气生产、修井0.99 0.66 0.70 
石油和天然气生产总成本16.92 17.44 17.44 
损耗、折旧和摊销19.30 21.55 23.54 
石油和天然气生产成本、损耗、折旧和摊销总额$36.22 $38.99 $40.98 
(1)包括与我们从2021年10月13日（收购日期）开始收购加纳额外权益相关的活动。
(2)包括与2022年3月13日与Tullow的优先购买权交易相关的活动。
68
目录表
下文对经营业绩的讨论和期与期之间的比较分析了我们的历史业绩。以下讨论可能不代表未来结果。
截至2023年12月31日止年度对比2022年
 截至十二月三十一日止的年度，增加
20232022(1)(减少)
 (单位：千)
收入和其他收入：   
石油和天然气收入$1,701,608 $2,245,355 $(543,747)
出售资产的收益— 50,471 (50,471)
其他收入，净额(73)3,949 (4,022)
总收入和其他收入1,701,535 2,299,775 (598,240)
成本和支出：   
石油和天然气生产390,097 403,056 (12,959)
设施保险修改，净额— 6,243 (6,243)
勘探费42,278 134,230 (91,952)
一般和行政99,532 100,856 (1,324)
损耗、折旧和摊销444,927 498,256 (53,329)
长期资产减值准备222,278 449,969 (227,691)
利息和其他融资成本，净额95,904 118,260 (22,356)
衍生工具，净额11,128 260,892 (249,764)
其他费用，净额23,656 (9,054)32,710 
总成本和费用1,329,800 1,962,708 (632,908)
所得税前收入371,735 337,067 34,668 
所得税支出(福利)158,215 110,516 47,699 
净收入$213,520 $226,551 $(13,031)
(1)包括与2022年3月13日与Tullow的优先购买权交易相关的活动。
石油和天然气收入。截至2023年12月31日止年度，石油及天然气收入较截至2022年12月31日止年度减少5. 437亿美元，主要由于天然气田产量下降导致平均油价下跌及我们的投资组合石油产量减少，部分被截至2023年12月31日止年度加纳天然气销售增加所抵销。我们于2023年以每桶油当量平均实现价格73. 80美元出售23，057百万桶油当量，并于2022年以每桶油当量平均实现价格97. 13美元出售23，117百万桶油当量。
出售资产的收益。 在2022年第四季度，根据我们2020年的外包协议条款，我们从壳牌获得了5000万美元。
石油和天然气生产。由于我们整个投资组合的生产结构发生变化，截至2023年12月31日的年度内，石油和天然气生产成本比截至2022年12月31日的年度减少了1300万美元。
勘探费。截至2023年12月31日的年度，勘探费用较截至2022年12月31日的年度减少9,200万美元，主要是由于在截至2022年12月31日的年度内，根据毛里塔尼亚近海C8区块许可证发生的BirAllah和Orca发现之前资本化的成本6,420万美元，随着C8区块的勘探期结束，这些成本被注销为勘探费用，以及2022年记录的与加纳两口废弃的Ntomme退出井有关的1,370万美元的勘探费用。
损耗、折旧和摊销。在截至2023年12月31日的年度内，与截至2022年12月31日的年度相比，损耗、折旧和摊销减少了5330万美元，这是由于截至2022年12月31日的年度录得的减值亏损导致我们的十个油田的成本基础较低导致本年度每桶的损耗较低。
长期资产减值。与截至2022年12月31日的年度相比，在截至2023年12月31日的年度内，长期资产的减值减少了227.7美元。我们记录了4.5亿美元的减值费用
69
目录表
在截至2022年12月31日的一年中，十个油田的已探明石油和天然气储量被修订为负数。根据对与十个油田相关的已探明石油和天然气储量的进一步负面修订，我们于2023年在十个油田录得额外减值费用2.223亿美元。额外的修订主要是由于伙伴关系十个领域和油井业绩开发工作范围的变化。
利息和其他融资成本，净额。在截至2023年12月31日的年度内，利息及其他融资成本较截至2022年12月31日的年度净减少2,240万美元，主要是由于与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12月31日和2022年12月31日的年度内，我们的未偿还对冲头寸分别录得1110万美元和2.609亿美元的亏损。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。
其他费用，净额。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度其他支出净增3,270万美元，主要原因是截至2023年12月31日的年度约740万美元的库存减值和750万美元的其他资产减记，以及截至2022年12月31日的年度的1190万美元的保险收益。
所得税支出(福利)。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们的整体有效税率受到以下因素的影响：我们21%的美国所得税申报税率和适用于加纳和赤道几内亚业务的35%法定税率的差异，法定税率为0%的司法管辖区，我们发生亏损并记录了相应递延税项资产估值津贴的司法管辖区，以及其他不可扣除的费用，主要是在美国。
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。
油价在历史上是不稳定的，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。这种波动可能会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，预计将支持我们2024年的资本计划。
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。
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12.5亿美元的贷款基础，增加了未提取的可用资金。截至2023年12月31日，该贷款下的借款总额为9.25亿美元，该贷款下的未提取可用资金为3.25亿美元。截至2023年12月31日，公司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。
70
目录表
现金的来源和用途
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度现金和现金等价物的来源和用途：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (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$765,170 $1,130,476 $374,344 
发行优先票据所得款项净额— — 839,375 
发行普通股的净收益— — 136,006 
长期债务项下的借款300,000 — 725,000 
生产预付款协议项下的预付款— — — 
出售资产所得收益— 168,703 6,354 
 1,065,170 1,299,179 2,081,079 
现金、现金等价物和限制性现金的使用：   
石油和天然气资产932,603 787,297 472,631 
石油和天然气属性的获取— 22,078 465,367 
来自合伙人的应收票据62,247 63,183 41,733 
偿还长期债务145,000 405,000 1,050,000 
分红166 655 512 
其他融资成本
13,214 9,041 25,704 
 1,153,230 1,287,254 2,055,947 
增加(减少)现金、现金等价物和限制性现金$(88,060)$11,925 $25,132 
经营活动提供的净现金。2023年经营活动提供的现金净额为765.2美元，而2022年和2021年分别为11亿美元和3.743亿美元。与2022年同期相比，在截至2023年12月31日的一年中，经营活动提供的现金减少，主要是由于平均实现石油价格下降。与2021年同期相比，在截至2022年12月31日的一年中，经营活动提供的现金增加，这主要是由于实现油价上涨和产量增加所致。
下表显示了我们截至2023年12月31日和2022年12月31日的流动性和财务状况：
截至十二月三十一日止的年度，
 20232022
 (单位：千)
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95,345 183,405 
受限现金总额3,416 3,416 
净债务$2,326,239 $2,083,179 
设施下的可用性$325,000 $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$670,345 $1,051,439 

71
目录表
资本支出和投资
我们预计会产生资本成本，因为我们：
•在加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾钻探更多的加密井并执行开采和生产活动；
•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；
•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、我们在业务中支付的利息(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。
2024资本计划
我们估计，在截至2024年12月31日的一年中，我们将花费约7亿至7.5亿美元的资本，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2.5亿至3亿美元与我们在加纳、赤道几内亚和美国墨西哥湾的资产维护活动有关，包括加密开发钻探和完整性支出；
•大约3.5亿至4亿美元，用于毛里塔尼亚和塞内加尔的Greater Tortue Ahmeyim一期项目以及美国墨西哥湾的临冬城项目；
•大约5,000万-1亿美元用于推进我们在美国墨西哥湾以基础设施为主导的勘探和评估项目，包括Tiberius评估活动，赤道几内亚ILX勘探区块Akeng Deep的钻探，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、Yakaar-Teranga和BirAllah项目第二阶段。
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。
72
目录表
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。借款基数是现金流量净值和相关资本支出净现值减去一定百分比后的净现值以及加纳Jubilee和10个油田以及赤道几内亚Ceiba油田和Okume建筑群某些资产储备和/或资源的价值之和。
2023年10月，在2023年秋季重新确定期间，该公司的贷款银团批准了12.5亿美元的借款基数。截至2023年12月31日，该贷款下的借款总额为9.25亿美元，该贷款下的未提取可用资金为3.25亿美元。
2022年11月23日，公司修订了该安排，将利率基准从伦敦银行同业拆借利率更新为期限SOFR，自2023年4月19日起生效。2023年9月29日，本公司修订了融资机制，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该融资机制。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12月31日，我们没有收到根据该机制签发的信用证。我们有权取消修订和重述贷款机制下所有未提取的承诺。
如果该贷款项下存在违约事件，贷款人可以加速到期，并行使其他权利和补救措施，包括对我们子公司持有的某些资产执行根据该贷款授予的担保。截至2023年9月30日(最近的评估日期)，我们遵守了该机制所载的财务契约。该贷款机制包含惯常的交叉违约条款。
企业改革者
公司旋转器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，本公司修订了公司转换率，将利率基准从复合SOFR更新为定期SOFR。截至2023年12月31日，公司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。
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)，我们遵守了企业革命者中包含的财务契约。《企业革命者》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。
73
目录表
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美国墨西哥湾资产的某些子公司在优先无担保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无担保基础上担保。

GOM定期贷款    
2020年9月，公司签订了一项为期五年的2亿美元优先担保定期贷款信贷协议，以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，该公司使用手头现金偿还了剩余的未偿还本金1.375亿美元加上应计利息，构成了全额付款。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。

合同义务
下表按预期债务到期日列出了到期日、在当前合同条款和市场条件下预计将为贷款和公司转换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。此表未计入递延融资成本的摊销。
 截至12月31日止的年度，*资产
(责任)
公允价值在
十二月三十一日，
20242025202620272028此后总计2023
 (除百分比外，以千为单位)
固定利率债务：       
7.125厘高级债券$— $— $650,000 $— $— $— $650,000 $622,824 
7.750厘高级债券— — — 400,000 — — 400,000 374,764 
7.500厘高级债券— — — — 450,000 — 450,000 412,461 
可变利率债务：       
加权平均利率8.91 %7.69 %7.85 %8.19 %— %— %
设施(1)$— $300,000 $416,667 $208,333 $— $— $925,000 $925,000 
本金债务偿还总额(1)
$— $300,000 $1,066,667 $608,333 $450,000 $— $2,425,000 
长期债务的利息和承诺费203,273 173,370 121,070 53,517 16,875 — 568,105 
经营租赁(2)
4,124 4,195 4,266 4,205 3,844 2,808 23,442  
购买义务(3)
55,790 — — — — — 55,790 
______________________________________
(1)表中所列金额仅代表本金到期日。与该机制相关的债务的预定到期日是基于截至2023年12月31日的借款水平和可用借款基数。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。
(2)主要涉及公司办公室和外国办公室租赁。
74
目录表
(3)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。有关这些负债的更多信息，请参阅“第8项.财务报表和补充数据”中的附注11--合并财务报表附注中的资产报废义务。
我们承诺在赤道几内亚钻探三口开发井和一口探井。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，科斯莫斯石油公司和英国石油公司与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了进位预付款协议，根据协议，我们有义务分别为各自的国家石油公司分担某些开发成本提供资金。科斯莫斯石油公司在这两项协议中的总份额最初估计约为300.0美元，其中截至2023年12月31日已产生2.592亿美元，不包括应计利息。这些款项预计将通过国有石油公司在未来收入中的份额偿还。

关键会计政策
对财务状况和经营结果的讨论是基于我们的综合财务报表中报告的信息，这些信息是根据美国公认的会计原则编制的。在编制我们的财务报表时，我们需要作出假设和估计，以影响截至财务报表发布之日的资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。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。我们的假设和估计是基于历史经验和我们认为当时合理的其他来源。实际结果可能与我们的估计不同。我们的重要会计政策详见“第8项.财务报表和补充数据--附注2--会计政策”.我们在下面概述了某些会计政策，这些政策对我们的财务状况和经营结果的列报特别重要，需要我们的管理层应用重大判断或估计。
收入确认。我们确认销售给买方的碳氢化合物数量带来的收入。售出的数量可能多于或少于我们根据我们对物业的所有权权益而有权获得的数量。这些差异导致了一种在业内被称为生产失衡的情况。应收账款或负债只有在我们对某一特定财产的不平衡程度超过该财产的预期剩余探明储量时才予以确认。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的合并财务报表中没有记录石油和天然气失衡。
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，每隔一段时间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。
勘探和开发成本。我们遵循成功的努力方法来核算我们的石油和天然气属性。已探明和未探明物业的购置成本在发生时予以资本化。当确定已探明储量时，未探明资产的成本转移到已探明资产。勘探成本，包括地质和地球物理成本以及携带未探明财产的成本，在发生时计入费用。勘探钻探成本在发生时资本化。如勘探井被确定为商业上不成功或干井，适用成本将计入综合经营报表中的勘探费用。钻井和装备开发井发生的成本，包括未成功的开发井，被资本化。运营和维护油井和设备以及将石油和天然气运往地面的成本计入石油和天然气生产费用。
所得税。我们按照ASC 740的要求核算所得税--所得税(“ASC 740”)。为了财务报告的目的，我们在确定所得税支出时会做出某些估计和判断。这些估计和判断发生在某些税收资产和负债的计算中，这些资产和负债是由于税务和财务报告目的收入和费用的时间安排和确认方面的差异而产生的。我们的联邦、州和国际纳税申报单一般不是在编制合并财务报表之前编制或提交的；因此，我们估计我们的资产和
75
目录表
每个期末的负债以及税法或税率变化、税收抵免和净营业亏损结转的影响。与这些估计相关的调整在我们提交所得税申报单的期间记录在我们的税收拨备中。此外，我们必须评估我们能够变现或利用我们的递延税项资产的可能性。如果变现的可能性不大，我们必须为我们预计不会收回的金额记录该等递延税项资产的估值拨备，这将不会对递延税额产生任何好处。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们有估值津贴，可以将某些递延税项资产减少到更有可能实现的金额。如果我们对我们实现递延税项资产能力的估计和判断发生变化，在我们的估计和判断发生变化期间，与这些递延税项资产相关的收益可能会增加或减少。管理层按季度根据递延税项资产的预期变现能力评估估值拨备的需要及充分性，并于必要时调整该等拨备的金额。
在权衡了所有可用证据后，ASC 740提供了一个更有可能的标准来评估估值津贴是否必要。在评估是否有需要设立估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据，包括：
•我们在特定征税管辖区的业务状况，包括我们是否已开始根据商业发现进行生产；
•商业发现是否产生了重要的已探明储量，并已得到独立核实；
•某一司法管辖区的应纳税所得额或应纳税损益的数额和历史；
•对未来收入的预测，包括这种预测对生产量和价格变化的敏感性；
•存在或不存在对一个司法管辖区内可结转净营业亏损的期限的法定限制；以及
•与超过递延税项资产的递延税项负债冲销相关的未来收入的产生和计时。
已探明石油和天然气储量估算。储备量和对未来净现金流的相关估计会影响我们对石油和天然气资产的定期损耗计算和减值评估。已探明石油和天然气储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来可从已知油藏中开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量。随着更多已探明储量的发现，储量和未来现金流将由独立的石油顾问估计，并根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的指导方针编制。这些储量估计的准确性取决于：
•现有数据的工程和地质解释；
•估计未来运营成本、生产税、开发成本和修井成本的数额和时间；
•各种强制经济假设的准确性；以及
•准备预算的人的判断。
资产报废义务。我们按照ASC 410-资产报废和环境义务的要求对资产报废义务进行会计处理。根据这些准则，如果能够对公允价值作出合理估计，资产报废债务负债的公允价值应在产生负债的期间确认。如果在产生资产报废债务期间不能对公允价值进行合理估计，则在能够对公允价值进行合理估计时确认负债。如果收购了具有现有资产报废债务的有形长期资产，则该债务的负债在资产购置或使用之日确认。此外，如果有条件资产报废负债的公允价值能够合理估计，则该负债应计入公允价值负债。我们通过将相关长期资产的账面价值增加与负债相同的金额来资本化资产报废成本。我们在综合经营报表中记录了由于耗尽、折旧和摊销的时间推移而导致的已贴现放弃负债的增加。估计未来的修复和搬迁成本需要管理层做出估计和判断，因为大多数搬迁义务是未来多年的，而我们运营的一些国家的法规通常对什么是搬迁没有明确的描述。此外，资产转移技术和成本也在不断变化，监管、政治、环境、安全和公共关系方面的考虑也在不断变化。
76
目录表
现值计算中固有的许多假设和判断，包括最终结算额、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响现有资产报废债务的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应的调整。
长期资产减值。当情况变化表明资产的账面价值可能无法收回时，我们会审查我们的长期资产的减值。ASC 360-如果长期资产的账面价值无法收回并超过其公允价值，则物业、厂房和设备要求确认减值损失。如果长期资产的账面价值超过预期因资产的使用和最终处置而产生的未贴现现金流的总和，则无法收回账面价值。这项评估应以资产在接受回收测试之日的账面价值为基础，无论是在使用中还是在开发中。待出售资产及预期不会为吾等提供任何未来服务潜力的资产，按账面值或公允价值中较低者入账。石油和天然气属性根据ASC 932-采掘活动-石油和天然气进行分组。分组的基础是属性的合理聚合，通常按字段或具有重要共享基础设施的资产的逻辑分组。
对于账面价值超过估计未来未贴现现金流量的长期资产，账面金额将减少至公允价值。公允价值一般采用ASC 820-公允价值计量中描述的收益方法进行估计。如果适用，我们利用与被计量项目相同或可比的资产和负债市场交易产生的价格和其他相关信息作为确定公允价值的基础。用于减值审核和相关公允价值计量的预期未来现金流量通常基于对未来产量的判断评估、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准备金的风险调整因素。这些假设被应用于制定未来现金流预测，然后使用基于市场的加权平均资本成本折现到估计公允价值。虽然我们基于我们认为合理的假设对每个资产组进行公允价值估计，但这些假设本质上是不可预测和不确定的，实际结果可能与估计不同。对估计储备量的负面修订、未来成本估计的增加、剥离资产组的一个重要组成部分或原油价格的持续下跌可能导致预期未来现金流减少，并可能在未来期间对长期资产进行额外减值。

我们相信，我们分析中用来测试减值的假设是适当的，并导致对未来现金流和公允价值的合理估计。Kosmos一贯使用第三方行业预测的平均值来确定我们的定价假设。在存在未探明储量的情况下，经适当风险调整后的储量可纳入评估。

收购会计学。收购(业务合并或资产收购)的收购价根据收购日的相对公允价值分配给收购的资产和承担的负债，这可能发生在交易公告日之后许多个月。因此，虽然将支付的代价可能是固定的，但收购资产的公允价值和承担的负债在公告日期至收购日期之间可能会发生变化。分配中最重要的估计通常涉及分配给未来可采石油和天然气储量以及未探明财产的价值。由于购买价格的分配受到重大估计和主观判断的影响，这一评估的准确性本质上是不确定的。

新会计公告
关于最近会计声明的讨论，见“项目8.财务报表和补充数据--附注2--会计政策”。
第7A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。见“项目8.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
77
目录表
公允价值计量”，以描述我们就衍生金融工具所遵循的会计程序。
下表载列截至2023年12月31日止年度我们的开放式衍生工具合约的公平值变动的对账：
 衍生工具合约资产（负债）
 商品
 (单位：万人)
截至2022年12月31日未完成合同的公允价值
$2,688 
合同公允价值变动(28,349)
合同到期日32,426 
截至2023年12月31日未完成合同的公允价值
$6,765 

商品价格风险
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，而原油价格历来非常波动。基本上我们所有的石油销售都与布伦特原油和路易斯安那州重甜原油挂钩。2023年，布伦特原油价格介乎每桶71. 71美元至97. 92美元之间，而路易斯安那州重柴油价格于2023年经历类似波动。

商品衍生工具
我们订立多项石油衍生工具合约，以减低我们面对与预期未来石油产量有关的商品价格风险。这些合约目前包括领价、看跌期权、看涨期权和掉期。关于我们在各种商品衍生工具下的责任，如果我们的产量不超过我们现有的对冲头寸，我们对商品衍生工具的风险敞口将增加。此外，我们获得信贷的能力下降可能会降低我们以商业上合理的条款执行衍生品合约的能力。
商品价格敏感性
下表提供有关我们于二零二三年十二月三十一日对油价变动敏感的石油衍生金融工具的资料。价格及加权平均价格已扣除所订立之任何抵销衍生工具。
   每桶加权平均价格
术语合同类型索引Mbbl应付递延保费净额/(应收账款)卖出卖权地板天花板2022年12月31日的资产(负债)公允价值(1)
2024:
(单位：千)
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 $4,477 
1月至6月
双向领口
日期为布伦特原油2,000 1.24 — 65.00 85.00 $(3,103)
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 $5,463 
______________________________________
(1)公允价值基于2023年12月31日的平均远期油价。

2024年1月，我们签订了日期为布伦特原油三向环合约，从2024年7月到2024年12月，卖出价格为每桶45.00美元，底价为每桶70.00美元，上限价格为每桶90.00美元。
截至2023年12月31日，我们的未平仓大宗商品衍生工具净资产头寸为680万美元。截至2023年12月31日，大宗商品期货价格曲线假设价格上涨10%，将使未来税前收益减少约2220万美元。同样，假设价格下降10%，将使未来的税前收益增加约2340万美元。

78
目录表
利率敏感度
市场利率的变化会影响我们为某些借款支付的利息。截至2023年12月31日，该机制下的未偿还借款总额约为9.25亿美元，加权平均利率为9.2%，这些借款须支付浮动利率，这使我们面临因市场利率潜在上升而产生收益或现金流损失的风险。如果浮动市场利率在这种浮动利率债务水平上增加10%，我们每年估计将额外支付500万美元的利息支出。贷款和公司转盘项下未提取可用款项的承诺费不受利率变化的影响。我们所有的其他长期债务都是固定利率的，不会因为市场利率的变化而面临现金流损失的风险。此外，市场利率的变化可能会影响与未来债务发行或与Tortue FPSO租赁安排相关的任何未来借款和未来租赁付款相关的利息成本。
79
目录表
第8项：财务报表和补充数据
合并财务报表索引
 页面
Kosmos Energy Ltd.的合并财务报表： 
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：00042)
81
合并资产负债表
85
合并业务报表
86
合并股东权益报表
87
合并现金流量表 
88
合并财务报表附注：
89
补充石油和天然气数据(未经审计)
119

80
目录表
独立注册会计师事务所报告

致Kosmos Energy Ltd.的股东和董事会。

对财务报表的几点看法

我们审计了所附的科斯莫斯能源有限公司(本公司)截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日期间每一年的相关综合经营报表、股东权益和现金流量，以及列于指数第15(A)项的相关附注和财务报表附表(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据《内部控制》中确立的标准，审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制— 特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的综合框架(2013年框架)和我们2024年2月26日的报告对此发表了无保留意见。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。













81
目录表
石油和天然气资产耗竭净额
有关事项的描述
截至2023年12月31日，该公司石油和天然气资产的账面净值为41.5亿美元，截至该年度的损耗费用为4.116亿美元。如附注2所述，本公司采用成功努力法对其石油和天然气资产进行会计处理。以已探明石油和天然气储量估计为基础的单位生产法耗尽已探明的财产和辅助设备和设施。导致发现已探明储量的资本化勘探钻探成本和开发成本已使用基于相关油田已探明石油和天然气储量估计的生产单位法耗尽。该公司的石油和天然气储量由独立的储量工程师估计。已探明的石油和天然气储量是指原油、天然气和天然气液体的估计数量，这些储量在现有的经济和运营条件下，可以合理确定地证明在未来一段时期内可以从已知的储油层中开采。在评估已探明的石油和天然气储量时，公司的独立储量工程师需要做出判断。估计储量需要选择投入，包括历史产量、石油和天然气价格假设以及未来运营和资本成本假设等。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层使用了独立的储量工程师来准备截至2023年12月31日的储量估计。

审计本公司的损耗计算是复杂的，因为使用了独立储量工程师的工作，以及评估了管理层对独立储量工程师在估计已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。
我们是如何在审计中解决这个问题的
我们取得了了解，评估了设计，并测试了对公司计算消耗过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给独立储量工程师用于估计已探明石油和天然气储量的输入的完整性和准确性的控制。

我们的审计程序包括评估独立储量工程师的专业资格和客观性，这些工程师用于准备已探明石油和天然气储量的估计。我们评估了独立储量工程师在评估已探明石油和天然气储量时使用的上述输入的完整性、准确性、相关性和可靠性，方法是同意来源文件或执行分析程序。我们评估了管理层开发已探明未开发储量的意图和能力。我们测试了耗竭计算的数学准确性，包括将估计的已探明石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。
资产报废债务
有关事项的描述
截至2023年12月31日，公司的资产报废债务总额为3.468亿美元。如附注2所述，如能对公允价值作出合理估计，则资产报废负债的公允价值于产生该负债的期间确认。如果收购了具有现有资产报废债务的有形长期资产，则该债务的负债在资产购置或使用之日确认。由于估计预期现金流出的复杂性，管理层使用了一名专家来估计截至2023年12月31日公司资产报废债务的预期现金流出。

审计公司的资产报废债务是复杂和判断的，因为管理层需要进行估计，以确定与公司的石油和天然气资产相关的拆除、拆除、场地填海和类似活动的估计现值。特别是，这一估计数对资产报废债务的预期现金流出和财产的最终生产年限等假设很敏感。
82
目录表
我们是如何在审计中解决这个问题的
我们取得了了解，评估了设计，并测试了对公司评估资产报废债务流程的控制的操作有效性，包括对管理层审查上述假设的控制。

我们的审计程序包括测试上文讨论的假设和公司使用的基础数据。例如，我们通过与最近的离岸活动和成本进行比较，评估了资产报废债务的预期现金流出。我们还将这些资产的最终生产寿命与基于独立储量工程师估计的石油和天然气储量的产量预测进行了比较。我们请我们的专家协助我们评估资产报废债务的预期现金流。
/s/ 安永律师事务所

自2004年以来，我们一直担任本公司的审计师。
德克萨斯州达拉斯
2024年2月26日
83
目录表

独立注册会计师事务所报告

致Kosmos Energy Ltd.的股东和董事会。

财务报告内部控制之我见

我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年框架)》(COSO标准)中确立的标准，对科斯莫斯能源有限公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，科斯莫斯能源有限公司(本公司)截至2023年12月31日，在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。

我们亦已按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日期间各年度的相关综合经营报表、股东权益及现金流量，以及列于指数第15(A)项的相关附注及财务报表附表，我们于2024年2月26日的报告就此发表了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的《管理层财务报告内部控制年度报告》中财务报告内部控制的有效性。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。

我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。


/S/安永律师事务所

德克萨斯州达拉斯
2024年2月26日


84
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
合并资产负债表
(单位：千，共享数据除外)
 十二月三十一日，
 20232022
资产  
流动资产：  
现金和现金等价物$95,345 $183,405 
应收账款120,733 119,735 
盘存152,054 133,515 
预付费用和其他46,235 24,722 
衍生品8,346 7,344 
流动资产总额422,713 468,721 
财产和设备，净额4,160,229 3,842,647 
其他资产：  
受限现金3,416 3,416 
长期应收账款325,181 235,696 
递延税项资产3,033 — 
衍生品1,594 1,725 
其他21,968 27,783 
总资产$4,938,134 $4,579,988 
负债和股东权益  
流动负债：  
应付帐款$248,912 $212,275 
应计负债302,815 325,206 
长期债务当期到期日— 30,000 
衍生品3,103 6,773 
流动负债总额554,830 574,254 
长期负债：  
长期债务，净额2,390,914 2,195,911 
衍生品— 778 
资产报废债务343,979 300,800 
递延税项负债363,918 468,445 
其他长期负债252,156 251,952 
长期负债总额3,350,967 3,217,886 
股东权益：  
优先股，$0.01票面价值；200,000,000授权股份；零于二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日发行
— — 
普通股，$0.01票面价值；2,000,000,000授权股份；504,392,980和500,161,421分别于二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日发行
5,044 5,002 
额外实收资本2,536,621 2,505,694 
累计赤字(1,272,321)(1,485,841)
国库股，按成本价计算，44,263,269分别于二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日之股份
(237,007)(237,007)
股东权益总额1,032,337 787,848 
总负债和股东权益$4,938,134 $4,579,988 
请参阅随附的说明。
85
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
合并业务报表
(单位为千，每股数据除外)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
收入和其他收入：   
石油和天然气收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 
出售资产的收益— 50,471 1,564 
其他收入，净额(73)3,949 262 
总收入和其他收入1,701,535 2,299,775 1,333,839 
成本和支出：   
石油和天然气生产390,097 403,056 346,006 
设施保险修改，净额— 6,243 (1,586)
勘探费42,278 134,230 65,382 
一般和行政99,532 100,856 91,529 
损耗、折旧和摊销444,927 498,256 467,221 
长期资产减值准备222,278 449,969 — 
利息和其他融资成本，净额95,904 118,260 128,371 
衍生工具，净额11,128 260,892 270,185 
其他费用，净额23,656 (9,054)10,111 
总成本和费用1,329,800 1,962,708 1,377,219 
所得税前收入(亏损)371,735 337,067 (43,380)
所得税费用158,215 110,516 34,456 
净收益(亏损)$213,520 $226,551 $(77,836)
每股净收益(亏损)：   
基本信息$0.46 $0.50 $(0.19)
稀释$0.44 $0.48 $(0.19)
用于计算每股净收益(亏损)的加权平均股数：
   
基本信息459,641 455,346 416,943 
稀释481,070 474,857 416,943 
请参阅随附的说明。

86
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
合并股东权益报表
(单位：千)
 普通股额外实收累计财务处 
 股票金额：资本赤字库存总计
2020年12月31日的余额449,718 $4,497 $2,307,220 $(1,634,556)$(237,007)$440,154 
公开发行普通股43,125 432 135,574 — — 136,006 
分红— — 227 — — 227 
基于股权的薪酬— — 31,786 — — 31,786 
限制性股票单位3,309 33 (33)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (1,100)— — (1,100)
净亏损— — — (77,836)— (77,836)
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— — (39)— — (39)
基于股权的薪酬— — 34,852 — — 34,852 
限制性股票单位4,009 40 (40)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (2,753)— — (2,753)
净收入— — — 226,551 — 226,551 
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 
分红— — (1)— — (1)
基于股权的薪酬— — 42,780 — — 42,780 
限制性股票单位4,232 42 (42)— — — 
对限制性股票单位的预提税款— — (11,810)— — (11,810)
净收入— — — 213,520 — 213,520 
截至2023年12月31日的余额504,393 $5,044 $2,536,621 $(1,272,321)$(237,007)$1,032,337 
请参阅随附的说明。
87
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
合并现金流量表
(单位：千) 
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
经营活动   
净收益(亏损)$213,520 $226,551 $(77,836)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
耗减、折旧及摊销（包括递延融资成本）454,848 508,657 477,801 
递延所得税(107,560)(197,487)(69,174)
不成功的油井成本和租赁资产减值2,208 86,941 18,819 
长期资产减值准备222,278 449,969 — 
衍生工具公允价值变动28,349 275,465 277,705 
衍生工具的现金结算，净额（包括美元（16.4)百万元及(327.9)百万元及(224.4）2023年、2022年和2021年商品对冲的百万美元）
(32,426)(344,468)(231,767)
基于股权的薪酬42,693 34,546 31,651 
出售资产的收益— (50,471)(1,564)
债务清偿损失1,503 192 19,625 
其他5,709 (10,099)(3,538)
资产和负债变动情况：
应收(增)款减少(16,223)68,829 (34,246)
(增加)库存和预付费用减少(45,667)(704)637 
应付账款和应计负债增加(减少)(4,062)82,555 (33,769)
经营活动提供的净现金765,170 1,130,476 374,344 
投资活动
石油和天然气资产(932,603)(787,297)(472,631)
石油和天然气属性的获取— (22,078)(465,367)
出售资产所得收益— 168,703 6,354 
来自合伙人的应收票据(62,247)(63,183)(41,733)
用于投资活动的现金净额(994,850)(703,855)(973,377)
融资活动
长期债务项下的借款300,000 — 725,000 
偿还长期债务(145,000)(405,000)(1,050,000)
发行优先票据所得款项净额— — 839,375 
发行普通股的净收益— — 136,006 
分红(166)(655)(512)
其他融资成本
(13,214)(9,041)(25,704)
融资活动提供(用于)的现金净额141,620 (414,696)624,165 
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)(88,060)11,925 25,132 
期初现金、现金等价物和限制性现金186,821 174,896 149,764 
期末现金、现金等价物和限制性现金$98,761 $186,821 $174,896 
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$74,642 $85,791 $91,032 
所得税，扣除收到的退款后的净额$281,872 $247,889 $137,421 
请参阅随附的说明。
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目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
合并财务报表附注
1. 组织
科斯莫斯能源有限公司于2018年12月将我们的注册管辖权从百慕大改为特拉华州，作为特拉华州有限责任公司科斯莫斯能源特拉华控股有限公司的控股公司。作为控股公司，科斯莫斯能源有限公司的S管理业务是通过一家全资子公司科斯莫斯能源有限责任公司进行的。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、独立的石油和天然气勘探和生产公司。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
合并原则
随附的合并财务报表包括Kosmos Energy有限公司及其全资子公司的账目。它们还包括公司在某些资产、负债、收入和费用中的不可分割权益份额。
预算的使用
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响资产、负债、收入和费用的报告数额以及或有资产和负债的披露。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。我们的假设和估计是基于历史经验和我们认为当时合理的其他来源。实际结果可能与这些估计不同。
重新分类
某些前期金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。此类重新分类对我们报告的净收益(亏损)、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。
89
目录表
现金、现金等价物和限制性现金
 十二月三十一日，
 202320222021
 (单位：万人)
现金和现金等价物$95,345 $183,405 $131,620 
受限现金--流动— — 42,971 
受限现金--长期3,416 3,416 305 
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
$98,761 $186,821 $174,896 
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。当我们的净杠杆率超过2.50X，根据贷款机制，我们需要维持一笔有限的现金余额，足以支付下一年的利息和费用六个月的句号7.125高级注释百分比、7.750%高级附注，以及7.500%高级票据加上公司转盘或贷款，以较大者为准。截至2021年12月31日，我们超过了这一比例，并限制了大约42.92000万现金，以满足我们的要求。截至2022年3月31日，我们的净杠杆率低于2.50因此，在2022年5月，我们发布了$59.1截至2022年3月31日，提交净杠杆测试后，从限制性现金中获得100万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的净杠杆率保持在2.50x.
应收账款
我们的应收账款包括联息账单、石油和天然气销售、关联方和其他应收账款。共同权益所有人的应收账款按未计提任何坏账准备的应付金额列报。根据ASU 2016-13“金融工具信贷损失计量”的要求，我们根据历史经验、当前状况以及合理和可支持的预测，通过考虑逾期时间长度、债务人在我们经营的石油和天然气资产中的所有权权益的未来净收入以及所有者偿还债务的能力等因素来确定我们的拨备。我们有1美元的可疑帐款拨备9.8百万美元和美元7.0截至2023年12月31日和2022年12月31日的当期联合利息应收账款分别为100万美元。
盘存
存货包括#美元。143.0百万美元和美元125.3百万美元的材料和用品，以及9.1百万美元和美元8.2截至2023年12月31日和2022年12月31日的碳氢化合物总量分别为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。我们记录了#美元的减记。7.4百万，$1.5百万美元和美元1.2在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，材料和用品库存作为其他费用的净额，在综合业务表和其他综合现金流量表中的净额。
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。
租契

我们根据ASC主题842租赁(“ASC 842”)对租赁进行会计处理。我们在合同开始时确定一项安排是否为租赁。在正常业务过程中，本公司就与其勘探、开发和生产活动相关的房地产和设备订立各种租赁协议，目前这些协议作为经营租赁入账。经营租赁计入我们综合资产负债表中的其他资产、应计负债和其他长期负债。租赁负债最初及其后按租赁开始日未付租赁付款的现值计量。我们监控需要重新评估租约的事件或情况变化。当重新评估导致租赁负债的重新计量时，将对相应ROU资产的账面价值进行相应的调整，除非这样做会使ROU资产的账面价值减少到低于零的数额。在这种情况下，将导致负ROU资产余额的调整金额记录在损益中。

勘探和开发成本
该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行会计处理。已探明和未探明物业的购置成本在发生时予以资本化。未探明物业的成本转嫁到已探明物业
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目录表
当发现已探明储量的确定时。勘探成本，包括地质和地球物理成本以及携带未探明财产的成本，在发生时计入费用。勘探钻探成本在发生时资本化。如勘探井被确定为商业上不成功或干井，适用成本将计入综合经营报表中的勘探费用。钻井和装备开发井发生的成本，包括未成功的开发井，被资本化。运营和维护油井和设备以及将石油和天然气运往地面的成本计入石油和天然气生产费用。
本公司定期评估未经证实的财产的减值。减值评估考虑勘探活动的结果、商品价格前景、计划的未来销售或全部或部分此类项目的到期。如确定未来评估钻探或开发活动不太可能发生，相关资本化成本将在综合经营报表中作为勘探费用入账。
损耗、折旧和摊销
使用基于已探明石油和天然气储量估计的生产单位法来耗尽已探明的财产和辅助设备和设施。导致发现已探明储量的资本化勘探钻探成本和开发成本已使用基于相关油田已探明石油和天然气储量估计的生产单位法耗尽。
其他财产的折旧和摊销是在资产的估计使用年限(不超过租赁改进的租赁期)内使用直线法计算的，范围为一至八年.
年份
折旧
租赁权改进
1至8
办公家具、固定装置和计算机设备
3至7
递延融资成本的摊销是在相关债务的寿命内使用直线法计算的。
资本化利息
外部借款的利息成本资本化于预计建设期为一年或者更长时间。资本化利息计入标的资产的成本，并以与标的资产相同的方式按生产单位法耗尽。
资产报废债务
本公司按照ASC 410-资产报废和环境义务的要求对资产报废义务进行会计处理。根据这些准则，如果能够对公允价值作出合理估计，资产报废债务负债的公允价值应在产生负债的期间确认。如果在产生资产报废债务期间不能对公允价值进行合理估计，则在能够对公允价值进行合理估计时确认负债。如果收购了具有现有资产报废债务的有形长期资产，则该债务的负债在资产购置或使用之日确认。此外，如果有条件资产报废负债的公允价值能够合理估计，则该负债应计入公允价值负债。我们通过将相关长期资产的账面价值增加与负债相同的金额来资本化资产报废成本。我们在综合经营报表中记录了由于耗尽、折旧和摊销的时间推移而导致的已贴现放弃负债的增加。估计未来的修复和搬迁成本需要管理层做出估计和判断，因为大多数搬迁义务是未来多年的，而我们运营的一些国家的法规通常对什么是搬迁没有明确的描述。此外，资产转移技术和成本也在不断变化，监管、政治、环境、安全和公共关系方面的考虑也在不断变化。
现值计算中固有的许多假设和判断，包括最终结算额、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响现有资产报废债务的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应的调整。
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目录表
购置款会计
收购(业务合并或资产收购)的收购价根据收购日的相对公允价值分配给收购的资产和承担的负债，这可能发生在交易公告日之后许多个月。因此，虽然将支付的代价可能是固定的，但收购资产的公允价值和承担的负债在公告日期至收购日期之间可能会发生变化。分配中最重要的估计通常涉及分配给未来可采石油和天然气储量以及未探明财产的价值。由于购买价格的分配受到重大估计和主观判断的影响，这一评估的准确性本质上是不确定的。
长期资产减值准备
当环境变化显示一项资产的账面金额可能无法收回时，我们会审查我们的长期资产的减值。ASC 360-如果长期资产的账面价值无法收回并超过其公允价值，则物业、厂房和设备要求确认减值损失。如果长期资产的账面价值超过预期因资产的使用和最终处置而产生的未贴现现金流的总和，则无法收回账面价值。这项评估应以资产在接受回收测试之日的账面价值为基础，无论是在使用中还是在开发中。待出售资产及预期不会为吾等提供任何未来服务潜力的资产，按账面值或公允价值中较低者入账。石油和天然气属性根据ASC 932-采掘活动-石油和天然气进行分组。分组的基础是属性的合理聚合，通常按字段或具有重要共享基础设施的资产的逻辑分组。
对于账面价值超过估计未来未贴现现金流量的长期资产，账面金额将减少至公允价值。公允价值一般采用ASC 820-公允价值计量中描述的收益方法进行估计。如果适用，我们利用与被计量项目相同或可比的资产和负债市场交易产生的价格和其他相关信息作为确定公允价值的基础。用于减值审核和相关公允价值计量的预期未来现金流量通常基于对未来产量的判断评估、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准备金的风险调整因素。这些假设被应用于制定未来现金流预测，然后使用基于市场的加权平均资本成本折现到估计公允价值。
我们相信，我们分析中用来测试减值的假设是适当的，并导致对未来现金流和公允价值的合理估计。Kosmos一贯使用第三方行业预测的平均值来确定我们的定价假设。在存在未探明储量的情况下，经适当风险调整后的储量可纳入评估。 
衍生工具和套期保值活动
我们利用石油衍生品合约来降低与我们预期的未来石油生产相关的大宗商品价格风险。这些衍生品合约由套头式、看跌期权、看涨期权和掉期合约组成。我们的衍生金融工具在资产负债表上记录为资产或负债，并按公允价值计量。我们不将对冲会计应用于我们的衍生品合约。见附注9--衍生金融工具。
石油天然气探明储量估算
储备量和对未来净现金流的相关估计会影响我们对石油和天然气资产的定期损耗计算和减值评估。已探明石油和天然气储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来可从已知油藏中开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量。随着更多已探明储量的发现，储量和未来现金流将由独立的石油顾问估计，并根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的指导方针编制。这些储量估计的准确性取决于：
•现有数据的工程和地质解释；
•估计未来运营成本、生产税、开发成本和修井成本的数额和时间；
•各种强制经济假设的准确性；以及
•准备预算的人的判断。

92
目录表
收入确认
我们确认销售给买方的碳氢化合物数量带来的收入。售出的数量可能多于或少于我们根据我们对物业的所有权权益而有权获得的数量。这些差异导致了一种在业内被称为生产失衡的情况。应收账款或负债只有在我们对某一特定财产的不平衡程度超过该财产的预期剩余探明储量时才予以确认。截至2023年12月31日和2022年，我们有不是石油和天然气的不平衡记录在我们的合并财务报表中。
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：
截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：千)
与客户签订合同的收入：
赤道几内亚
$273,280 $349,443 $257,628 
加纳
1,073,917 1,362,875 654,644 
美国墨西哥湾
371,632 547,610 427,261 
与客户签订合同的总收入
1,718,829 2,259,928 1,339,533 
临时石油销售合同(17,221)(14,573)(7,520)
石油和天然气收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 

基于股权的薪酬
对于以股权为基础的补偿奖励，补偿费用根据奖励授予日期的公允价值在奖励的归属期间在公司财务报表中确认。本公司采用(I)于授出日的收市价厘定服务归属限制性股票单位的公允价值，及(Ii)采用蒙特卡罗模拟法结合市场及服务归属准则厘定限制性股票单位的公允价值。没收在发生没收的期间予以确认。
所得税
该公司按照ASC 740-所得税的要求核算所得税。根据这一方法，递延所得税是根据资产和负债的财务报表和税基之间的差额，使用预期差额将被冲销的年度的现行税率来确定的。为将递延税项资产减少至预期变现金额，在必要时设立估值拨备。管理层按季度根据递延税项资产的预期变现能力评估估值拨备的需要及充分性，并于必要时调整该等拨备的金额。
我们只有在税务机关根据税务状况的技术价值进行审查后，更有可能维持税务状况的情况下，才会确认来自不确定税务状况的税务利益。因此，我们根据最有可能实现的结果来衡量这类头寸的税收优惠。
外币折算
美元是该公司所有重要海外业务的功能货币。以外币计价的货币资产和负债的折算产生的外币交易损益和调整计入其他费用。以外币持有的现金结存并不显著，因此，汇率变动对任何报告期的影响都不大。
93
目录表
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其他买家的事实，我们相信，失去我们的营销代理和/或我们的营销代理确定的任何买家不会对我们的财务状况或国际业务的结果产生长期的重大不利影响。俄罗斯在乌克兰的战争、中东潜在的不稳定局势、潜在的全球经济衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况导致的持续经济中断可能会对公司未来的业务产生重大影响。任何潜在的干扰将取决于这些事件的持续时间和强度，这些事件具有高度的不确定性，目前无法预测。
最新会计准则
尚未被采用

2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09《所得税披露的改进(主题740)》。允许提前采用，但我们不打算提前采用ASU 2023-09。
3. 收购和资产剥离
2023年交易
2023年2月，科斯莫斯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该区块的非经营性参与权益的百分比。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， 三年自生效日期(2023年3月1日)起生效。
2023年11月，英国石油公司决定不参与雅卡尔和Teranga发现的未来开发和开采。根据Cayar近海油气区块勘探和生产共享合同(“合同”)和相关联合经营协议(“JOA”)的规定，BP已放弃其关于Yakaar和Teranga发现的权利。根据《联合声明》的规定，Kosmos已根据合同和《联合声明》承担了BP的参与权益，并已成为Cayar Offshore Proond区块的运营商，惯例政府批准已于2024年1月18日生效。90%和Petrosen 10%，Petrosen有权在发出开采授权后将其参与权益增加到最高35%.
2022年交易

2022年3月，科斯莫斯完成了对另一家5.5美国墨西哥湾近海绿峡谷943、944、987和988号区块临冬城地区的%权益，以及另外1.5绿峡谷899号和900号区块的%权益，价格为$9.61000万美元。此外，2022年9月，科斯莫斯完成了对另一家3.2绿色峡谷943号、944号、987号和988号区块临冬城地区的%权益，以及另外1.4绿峡谷899号和900号区块的%权益，价格为$6.61000万美元。作为结果，二交易，我们在绿峡谷943、944、987和988号区块的参与权益现在是25.0%，我们在绿色峡谷899号和900号区块的参与权益为37.8%.

作为延期的一部分，在2022年第二季度，科斯莫斯支付了签字奖金，并同意开展一项工作计划，包括钻探三Ceiba油田或Okume杂岩G区块开发井及钻井一赤道几内亚近海S区块探井。

2022年6月，科斯莫斯完成了对另一家5.9通过行使我们的优先购买权，从丸红获得Kodiak油田的%权益，总收购价格约为#美元。29.01000万美元。收购价是根据最初的收购价#美元计算的。38.3因某些采购调整而减少，总额约为$9.31000万美元。收购价分配是根据所获得的可确认资产和负债的估计公允价值进行的。
94
目录表
假设主要由$组成27.1石油和天然气资产，净额为1.2亿美元。由于这笔交易，我们的工作兴趣从29.1%至35.0%.

2022年6月，在第二个勘探期结束时，毛里塔尼亚近海C12区块被放弃。

2022年10月，我们与Panoro Energy ASA(Panoro)签订了一项分包协议，将6.0%的赤道几内亚近海S区块的参与权益，这使得我们在S区块的参与权益降至34.0%，以换取总计约$的现金对价1.81000万美元。2023年3月，赤道几内亚政府批准了这笔交易，并结束了外包协议。

2021年交易

2021年10月，Kosmos完成了对西方石油公司子公司Anadarko WCTP Company(“Anadarko WCTP”)的收购，后者拥有加纳近海WCTP区块和DT区块的参与权益，包括18.0银禧单位地区的参与权益百分比及11.1在十个领域中的参与权益百分比。作为收购的对价，Kosmos支付了$455.9基于初始购买价格$2,000,000,000美元550.6因某些采购价格调整而减少，总额为$94.71000万美元。此外，我们还产生了$9.5700万美元的交易相关成本，作为收购价格的一部分进行资本化。收购完成后，Kosmos在Jubilee单位地区的权益从24.1%至42.1%，科斯莫斯对十个领域的兴趣从17.0%至28.1%.

科斯莫斯最初通过发行#美元为收购价格提供资金。400.02022年到期的浮动利率优先票据本金总额(“过桥票据”)及75.0在Kosmos的贷款机制下，有1.8亿美元的借款。Kosmos随后用发行#美元的收益为桥梁票据全额再融资。400.01000万美元7.7502027年到期的优先票据和手头现金的百分比。科斯莫斯还收到了#美元。136.6公开发行股票所得收益为1.2亿美元43.12021年第四季度，Kosmos普通股中的1.3亿股收益用于偿还该贷款机制下的部分未偿还借款。收购价分配是根据取得的可确认资产和承担的负债的估计公允价值计算的。


购进价格分配
(单位：千)
收购资产的公允价值：
已探明的石油和天然气性质
$718,159 
应收账款及其他
95,847 
收购的总资产
$814,006 
承担的负债的公允价值：
资产报废债务
$28,342 
应付账款和应计负债
113,704 
递延税项负债
206,593 
承担的总负债
$348,639 
购买价格：
支付现金对价
$455,886 
交易相关成本
9,481 
购买总价
$465,367 

作为收购Anadarko WCTP的结果，$104.430万美元的收入和10.32021年10月13日至2021年12月31日期间，我们的综合运营报表中已计入1.2亿直接运营费用。

根据DT区块联合经营协议，若干合资伙伴在禧年单元区和十个油田拥有优先购买权。于2021年11月，吾等收到Tullow Oil plc(“Tullow”)的通知，表示他们正就Kosmos收购Anadarko WCTP行使优先购买权。在执行最终交易文件并收到政府批准后，Kosmos于#年与Tullow达成了优先认购交易
95
目录表
2022年3月。在先发制人程序完成后，科斯莫斯对朱比利单位地区的兴趣从42.1%至38.6%，科斯莫斯对十个领域的兴趣从28.1%至20.4%。图洛向科斯莫斯支付了$118.2在收盘后对优先购买权进行调整后的现金对价为100万美元。在2022年第一季度，我们的石油和天然气资产，净余额减少了$175.52,000,000美元，其中包括由于达成Tullow优先购买权交易而转移给买家的现金收益和净负债。已证实财产的账面净值、转移的净负债和经调整的购买价格之间的差额符合ASC 932规定的成本回收和正常报废处理，导致不确认损益。

2021年，在第二个勘探期结束时，毛里塔尼亚近海C13区块被放弃。

4. 应收账款
应收款包括以下内容：
十二月三十一日，
20232022
(单位：万人)
共同利息账单，净额
35,632 28,851 
石油销售
64,958 67,483 
其他当期应收账款
20,143 23,401 
应收账款总额
120,733 119,735 
长期应收账款
325,181 235,696 

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。联息票据根据预计收款发生的时间分为流动应收账款和长期应收账款。
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的一部分，提供各自国家石油公司的一部分资金。Kosmos提供的资金将通过国家石油公司未来收入份额的利息偿还。截至2023年12月31日和2022年，国家石油公司的本金余额为#美元。259.2百万美元和美元196.9在我们的综合资产负债表中被归类为长期应收款。截至2023年12月31日和2022年12月31日，国家石油公司的应计利息余额为#美元。37.31000万美元和300万美元21.51000万美元，在我们的综合资产负债表中被归类为长期应收账款。长期应收票据的利息收入为#美元。15.91000万，$10.11000万美元和300万美元7.1分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。

2021年8月，BP作为Greater Tortue项目的运营商(“BP运营商”)，在征得Greater Tortue单位参与者和各州的同意后，同意将Greater Tortue FPSO(目前由Technip Energy建造)出售给BP的一家附属公司(“BP买方”)。根据一项长期租赁协议，Greater Tortue FPSO将租回给BP运营商，专门用于Greater Tortue项目。BP运营商将继续与Technip Energy一起管理和监督施工合同。向BP买方交付Greater Tortue FPSO将在建造完成且Greater Tortue FPSO已投入使用后进行，与BP运营商的租赁将于同一天生效，目前的目标是在2024年第三季度生效。
由于BP运营商进行了上述交易，Kosmos确认了一笔长期应收款#美元。200.2BP运营商支付我们从BP买方支付给BP运营商并由BP运营商持有的代价的份额以及1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。截至2022年12月31日，这笔长期应收账款已针对BP运营商的应付债务进行了非现金结算，其中包括美元。132.41000万美元和300万美元67.82021年第四季度和2022年第一季度的非现金资本支出分别为1.2亿美元。这些非现金影响不包括在现金流量表中。

96
目录表
在加纳，外国承包商集团资助了GNPC的510个开发成本的%份额。外国承包商集团将从GNPC的10个生产收入中获得补偿，外加利息。截至2023年12月31日及2022年12月31日，GNPC就十个油田的开发成本应付的联合利息应收账款的长期部分为#美元28.71000万美元和300万美元17.31000万美元。

5. 财产和设备
财产和设备按成本列报，由下列各项组成：
 十二月三十一日，
 20232022
 (单位：万人)
石油和天然气属性：  
已证明的性质$7,600,252 $6,953,435 
未证明的性质423,050 341,334 
油气总物性8,023,302 7,294,769 
累计耗竭(3,868,946)(3,457,332)
石油和天然气属性，净值4,154,356 3,837,437 
其他财产65,095 60,730 
累计折旧(59,222)(55,520)
其他财产，净额5,873 5,210 
财产和设备，净额$4,160,229 $3,842,647 
我们记录的损耗费用为#美元。411.6百万，$471.4百万美元和美元442.3百万美元和折旧费用$3.7百万，$3.6百万美元和美元3.9截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。关于石油和天然气探明财产的公允价值评估，我们记录了#美元的资产减值。222.31000万美元和450.0在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，分别与加纳的十个油田相关的100万美元，分别出现在我们的综合运营报表中。不是于截至2021年12月31日止年度录得资产减值。在截至2023年12月31日的年度内，我们未探明物业的新增项目主要与临冬城开发项目和Tiberius基础设施主导的勘探前景的钻探有关。在截至2023年12月31日的年度内，我们已探明资产的增加主要与加纳Jubilee油田的继续加密开发有关，包括Jubilee东南项目的成功启动，安装了新的海底生产歧管，在美国墨西哥湾安装了Odd Job油田潜水泵，以及在毛里塔尼亚/塞内加尔的Greater Tortue Ahmeyim项目的开发继续取得进展。
在截至2022年12月31日的年度内，我们的石油和天然气资产，净余额减少了$175.52022年3月达成Tullow优先购买权交易所产生的1000万美元64.21百万美元，原因是将以前根据C8许可证发现的BirAllah和Orca发现的资本化成本注销为勘探费用，但因增加#美元而被抵消53.16亿美元，涉及收购Kodiak油田的额外工作权益、延长赤道几内亚G区块的许可证以及收购临冬城地区的额外参与权益。见附注3-收购和剥离和附注6-暂停油井成本。
 
6. 悬空油井成本
本公司将探井成本作为石油和天然气资产中的未探明资产进行资本化，直至确定油井已发现已探明储量或已减值。如果发现已探明储量，则将资本化的探井成本重新归类为已探明资产。如果确定探井受损，则将油井成本计入勘探费用。
下表反映了公司在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内钻探油井的资本化探井成本。
97
目录表
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：万人)
期初平衡：$145,957 $218,180 $186,289 
在确定已探明储量之前增加资本化探井成本。
66,002 25,209 31,891 
因确定探明储量而重新分类(1)— (34,614)— 
资本化探井成本计入费用(2)— (62,818)— 
期末余额：$211,959 $145,957 $218,180 
______________________________________
(1)截至2022年12月31日的年度活动代表了与美国墨西哥湾绿色峡谷944区块临冬城发现相关的探井成本的重新分类。
(2)代表与BirAllah和Orca发现有关的探井费用因C8区块的探矿期于2022年6月到期而减值。
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：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (以几千计，除油井外，其他都算数)
一年或一年内资本化的探井成本$54,274 $— $20,903 
一至三年内资本化的探井成本— 32,770 30,389 
四至七年内资本化的探井成本157,685 113,187 166,888 
期末余额$211,959 $145,957 $218,180 
已资本化一年以上的探井成本的项目数
2 2 3 
截至2023年12月31日，自钻探完成以来已投入勘探油井成本一年以上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教授区块钻探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到2024年。Yakaar和Teranga的发现正在作为联合开发进行分析。2023年期间，我们继续推进评估研究和成熟的概念设计。在额外的评估和进一步的概念设计开发之后，预计将做出关于商业化的决定。
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。在额外的评估之后，将做出关于商业化的决定。

98
目录表
7. 租契
我们在经营租赁方面的承诺主要与写字楼租赁有关。我们的租约最初的租约条款从一年至十年。某些租赁协议包含了未来租金上涨的条款。

截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度的租赁费用构成如下：
十二月三十一日，
20232022
(单位：万人)
经营租赁成本$3,866 $3,882 
可变租赁成本1,766 1,825 
短期租赁费(1)17,464 13,970 
总租赁成本$23,096 $19,677 
__________________________________
(1)包括$16.01000万美元和300万美元12.5在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，与短期钻探合同相关的成本分别为1000万美元。

与2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的经营租赁相关的其他信息如下：
12月31日
20232022
(单位：千，租期和贴现率除外)
资产负债表分类
其他资产(使用权资产)$14,234 $16,044 
应计负债(租赁的当期到期日)2,492 2,181 
其他长期负债(租赁的非当期到期日)15,576 18,007 
加权平均剩余租期
5.6年份
6.5年份
加权平均贴现率9.8 %9.8 %
    
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度与租赁有关的补充现金流信息：
十二月三十一日，
20232022
(单位：万人)
经营租赁的经营现金流$7,256 $7,170 
为经营租赁投资现金流(1)16,029 12,449 
__________________________________    
(1)代表与短期钻探合同相关的成本。

99
目录表
截至2023年12月31日，我们租约下的未来最低租金承诺如下：
经营租赁（1）
(单位：万人)
2024$4,124 
20254,195 
20264,266 
20274,205 
20283,844 
此后2,808 
未贴现的租赁付款总额$23,442 
减去：推定利息(5,374)
租赁总负债$18,068 
__________________________________
(1)不包括对我们不是运营商的共同拥有的油田和设施的购买承诺，不包括我们石油合同中对勘探活动的承诺，包括油井承诺。

8. 债务
 十二月三十一日，
 20232022
 (单位：万人)
未偿债务本金余额：  
设施$925,000 $625,000 
企业改革者— — 
7.125高级附注百分比
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(1)(34,086)(44,089)
总债务，净额2,390,914 2,225,911 
减去：长期债务的当前到期日— (30,000)
长期债务，净额$2,390,914 $2,195,911 
________________________________________
(1)包括$20.8百万美元和美元25.2与融资机制有关的未摊销递延融资费用和#美元13.3百万美元和美元16.7截至2023年12月31日和2022年12月31日，与优先债券相关的未摊销递延融资成本和折扣分别为100万美元。
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。借款基数是现金流量净值和相关资本支出净现值减去一定百分比后的净现值以及加纳Jubilee和10个油田以及赤道几内亚Ceiba油田和Okume建筑群某些资产储备和/或资源的价值之和。
于2021年5月，本公司签订经修订及重述的设施协议及若干附属文件。作为2021年5月对该贷款的这项修订的一部分，该公司发生了$15.2在截至2021年12月31日的年度内，因债务清偿而产生的亏损100万美元。2022年11月23日，公司修订了该安排，将利率基准从伦敦银行同业拆借利率更新为期限SOFR，自2023年4月19日起生效。2023年9月29日，本公司修订了融资机制，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该融资机制。因此，在2021年10月的收购中收购的Jubilee和10的额外权益
100
目录表
现在计算贷款的借款基数时包括Anadarko WCTP，自2023年10月1日起生效。2023年10月19日，本公司修改了该融资机制，修改了摊销时间表，以减少偿还分期的数量，从七至六等额分期付款，第一期还款定于2024年10月1日，视未偿还借款而定，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。
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#美元的借款基数。1.25 亿截至2023年12月31日，该融资项下的未提取可用资金为$325.0百万美元。
当我们的净杠杆率超过 2.50X，根据贷款机制，我们需要维持一笔有限的现金余额，足以支付下一年的利息和费用六个月的句号7.125高级注释百分比、7.750高级票据百分比和7.500%高级票据加上公司转盘或贷款，以较大者为准。截至2021年12月31日，我们超过了这一比例，并限制了大约42.92000万现金，以满足我们的要求。截至2022年3月31日，我们的净杠杆率低于2.50x，因此，我们释放了$59.1于2022年3月31日提交净杠杆测试后，于2022年5月从受限制现金中提取100万美元。截至2023年和2022年12月31日，我们的净杠杆率仍低于 2.50x.
贷款利息为适用保证金（3.75%至5.00%，视乎自订立融资日期起已过去的时间长短而定），加上芝商所基准管理有限公司于公布的相关期间管理的定期SOFR参考利率及信贷调整息差。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，于 六个月（利息期的第一天之后）。我们对总承诺中未提取和不可用的部分支付承诺费（如有）。承诺费等于 30当一项承付款可供使用时，按当时适用的相应差额每年的百分比计算， 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。

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到期。一个月在最终到期日之前。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12月31日，我们拥有不是根据该融资机制签发的信用证。我们有权取消修订和重述贷款机制下所有未提取的承诺。
如果该贷款项下存在违约事件，贷款人可以加速到期，并行使其他权利和补救措施，包括对我们子公司持有的某些资产执行根据该贷款授予的担保。截至2023年9月30日(最近的评估日期)，我们遵守了基金中所载的以下财务契约，其中要求维持：
•现场寿命覆盖率(如术语表中所定义)，不小于1.30X；以及
•贷款年限覆盖率(定义见术语表)，不低于1.10X至2024年3月31日及1.30在2024年3月31日后；及
•利息覆盖率(定义见术语表)，不低于2.25X；以及
•债务覆盖率(如词汇表所定义)，不超过3.50经修订的X。
该贷款机制包含惯常的交叉违约条款。
企业改革者
2022年3月31日，我们通过新的循环信贷安排协议取代了企业革命者，为其进行了再融资，总规模为2502000万美元，到期日为2024年12月31日。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。利息在每个利息期的最后一天支付(如果利息期长于六个月，在第一个日期之后每六个月一次的日期
101
目录表
利息期间的日期)。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12月31日，未支取的可用资金为$250.01000万美元。公司旋转器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。
企业革命者将于2024年12月31日到期。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以下财务契约，其中要求保持：
•利息覆盖率(定义见术语表)，不低于2.25X；以及
•债务覆盖率(如词汇表所定义)，不超过3.50经修订的X。
《企业革命者》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。我们用净收益赎回了以前发行的所有7.875%2021年到期的高级担保票据，偿还公司更新者项下未偿还债务的一部分，并支付与赎回、偿还和发行7.125高级注释百分比。
这个7.125高级债券将于2026年4月4日到期。我们将在下列日期支付拖欠利息7.125高级债券百分比，由2019年10月4日开始，每年4月4日及10月4日。这个7.125%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、7.750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优先票据由拥有本公司在美国墨西哥湾资产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。
在2022年4月4日或之后，公司可以赎回全部或部分7.125按以下赎回价格(以本金的百分比表示)计算的优先票据，另加应计及未付利息：
年百分比
2022年4月4日或该日后103.563 %
2023年4月4日或该日后101.781 %
2024年4月4日或该日后100.000 %

我们也可以赎回7.125%高级票据在任何时候，如果税法的变化对应支付的金额征收某些预扣税，7.125优先债券，价格相等于7.125%优先票据加上应计利息和可能需要的额外金额(如有)，以便每个持有人在扣留或扣除7.125%优先票据将不低于持有者在没有预扣或扣除此类税款的情况下获得的金额。

在发生控制变更触发事件时，如7.125%高级债券契约，公司将被要求提出要约回购7.125%优先债券，回购价格相当于101本金的%，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
如果我们出售资产，在某些情况下7.125%高级债券契约，我们将被要求使用净收益来提出要约购买7.125%优先债券，发行价为现金，金额相当于100本金的%7.125%优先债券，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
这个7.125%高级票据契约限制本公司及其受限制附属公司的能力，其中包括：产生或担保额外债务、设立留置权、支付股息或就股本进行分配，
102
目录表
购买或赎回股本、进行投资或某些其他限制性付款、出售资产、订立限制本公司附属公司向本公司支付股息或其他付款的能力的协议、与联属公司订立交易或进行若干合并、合并或合并。这些公约受到一些重要的限制和例外情况的制约。这些公约中的某些将被终止，如果7.125%高级票据被标准普尔评级服务和惠誉评级公司授予投资级评级，没有违约或违约事件发生，而且仍在继续。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，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扣除费用后为百万美元。我们用净收益，加上手头的现金，为#美元再融资。400.02021年第四季度为完成对Anadarko WCTP的收购而发行的2000万桥接票据，并支付与发行7.750高级注释百分比。
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优先票据由拥有本公司在美国墨西哥湾资产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。

在2023年11月1日之前的任何时间，在符合某些条件的情况下，公司可以一次或多次赎回40的原始本金的百分比7.750%优先债券，金额不超过以赎回价格赎回某些股票所得的现金净额107.750未偿还本金的百分比7.750优先票据，连同应累算及未付利息及溢价(如有的话)至赎回日期(但不包括赎回日期)。此外，在2023年11月1日之前的任何时间，公司可以在任何一次或多次情况下赎回全部或部分7.750优先债券，赎回价格相当于100%，外加任何应计和未付利息，外加“全额”溢价。在2023年11月1日或之后，公司可以赎回全部或部分7.750按以下赎回价格(以本金的百分比表示)计算的优先票据，另加应计及未付利息：
年百分比
2023年11月1日或该日后103.875 %
2024年11月1日或该日后101.938 %
2025年11月1日或该日后100.000 %

我们也可以赎回7.750%高级票据在任何时候，如果税法的变化对应支付的金额征收某些预扣税，7.750优先债券，价格相等于7.750%优先票据加上应计利息和可能需要的额外金额(如有)，以便每个持有人在扣留或扣除7.750%优先票据将不低于持有者在没有预扣或扣除此类税款的情况下获得的金额。

在发生控制变更触发事件时，如7.750%高级债券契约，公司将被要求提出要约回购7.750%优先债券，回购价格相当于101本金的%，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
如果我们出售资产，在某些情况下7.750%高级债券契约，我们将被要求使用净收益来提出要约购买7.750%优先债券，发行价为现金，金额相当于100本金的%7.750%优先债券，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
这个7.750%高级票据契约限制本公司及其受限制附属公司的能力，其中包括：产生或担保额外债务、设立留置权、支付股息或作出与股本有关的分派、购买或赎回股本、进行投资或某些其他受限制的付款、出售资产、订立限制本公司附属公司向本公司支付股息或其他款项的协议、与联属公司订立交易、或进行某些合并、合并或合并。这些公约受到一些重要的限制和例外情况的制约。这些公约中的某些将被终止，如果7.750%高级票据被标准普尔评级服务和惠誉评级公司授予投资级评级，没有违约或违约事件发生，而且仍在继续。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
103
目录表
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。我们用所得款项净额偿还企业转盘及贷款项下的未偿还债务，以支付与发行7.500%高级注释和一般公司用途。
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优先票据由拥有本公司在美国墨西哥湾资产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的某些子公司以从属无担保基础提供担保，并为公司转盘提供担保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。
在2024年3月1日之前的任何时间，在符合某些条件的情况下，公司可以一次或多次赎回40的原始本金的百分比7.500%优先债券，金额不超过以赎回价格赎回某些股票所得的现金净额107.500未偿还本金的百分比7.500优先票据，连同应累算及未付利息及溢价(如有的话)至赎回日期(但不包括赎回日期)。此外，在2024年3月1日之前的任何时间，公司可以在任何一次或多次情况下赎回全部或部分7.500优先债券，赎回价格相当于100%，外加任何应计和未付利息，外加“全额”溢价。在2024年3月1日或之后，公司可以赎回全部或部分7.500按以下赎回价格(以本金的百分比表示)计算的优先票据，另加应计及未付利息：
年百分比
2024年3月1日或该日后103.750 %
2025年3月1日或该日后101.875 %
2026年3月1日或该日后100.000 %

我们也可以赎回7.500%高级票据在任何时候，如果税法的变化对应支付的金额征收某些预扣税，7.500优先债券，价格相等于7.500%优先票据加上应计利息和可能需要的额外金额(如有)，以便每个持有人在扣留或扣除7.500%优先票据将不低于持有者在没有预扣或扣除此类税款的情况下获得的金额。

在发生控制变更触发事件时，如7.500%高级债券契约，公司将被要求提出要约回购7.500%优先债券，回购价格相当于101本金的%，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
如果我们出售资产，在某些情况下7.500%高级债券契约，我们将被要求使用净收益来提出要约购买7.500%优先债券，发行价为现金，金额相当于100本金的%7.500%优先债券，加上回购日(但不包括回购日)的应计利息和未付利息。
这个7.500%高级票据契约限制本公司及其受限制附属公司的能力(其中包括)：产生或担保额外债务、设立留置权、支付股息或作出与股本有关的分派、购买或赎回股本、作出投资或某些其他受限制的付款、出售资产、订立限制本公司附属公司向本公司支付股息或其他款项的协议、与联属公司订立交易、或进行某些合并、合并或合并。这些公约受到一些重要的限制和例外情况的制约。这些公约中的某些将被终止，如果7.500%高级票据被标准普尔评级服务和惠誉评级公司授予投资级评级，没有违约或违约事件发生，而且仍在继续。这个7.500%优先票据包含惯常的交叉违约条款。
GOM定期贷款    
于2020年9月，本公司订立一项五年制 $2002000万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。

104
目录表
截至2023年12月31日，五个财政年度期间及以后的债务偿还额估计如下：
应于明年到期的付款
总计20242025202620272028此后
(单位：千)
还本付息(1)$2,425,000 $— $300,000 $1,066,667 $608,333 $450,000 $— 
_______________________________________
(1)包括未偿本金债务余额的预定到期日。截至2023年12月31日，与该机制相关的债务的预定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。
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：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：千)
利息支出$207,629 $180,046 $146,706 
摊销--递延融资成本9,921 10,401 10,580 
债务清偿损失1,503 192 19,625 
资本化利息(138,738)(84,342)(46,098)
递延利息 3,183 (3,318)(3,401)
利息收入(19,456)(12,139)(10,257)
其他，净额31,862 27,420 11,216 
利息和其他融资费用净额 $95,904 $118,260 $128,371 
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的资本化利息为$138.71000万，$84.31000万美元和300万美元46.1 分别为100万美元，主要与大托尔图艾哈迈伊姆第一期项目的支出有关。在Greater Tortue Ahmeyim第1期项目的首次天然气生产（目标为2024年第三季度）后，我们将不再利用该项目的利息。
9. 衍生金融工具
我们使用金融衍生工具合约管理商品价格及利率波动风险。我们不为交易目的持有或发行衍生金融工具。
我们根据政策及指引管理市场及交易对手信贷风险。根据该等政策及指引，我们的管理层厘定衍生工具交易的适当时间及范围。我们已根据ASC 820-公允价值计量和披露的要求，在衍生工具合约的公允价值计量中纳入了对不履约风险的估计。
石油衍生品合约
下表列出了截至2023年12月31日，公司未平仓石油衍生品合约的桶数以及这些合约的加权平均每桶价格。价格及加权平均价格已扣除所订立之任何抵销衍生工具合约。
105
目录表
  每桶加权平均价格
术语合同类型索引Mbbl应付递延保费净额/(应收账款)卖出卖权地板天花板
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月至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 
______________________________________
2024年1月，我们订立了日期布伦特三方领合约， 2.02024年7月至2024年12月的MMBbl，卖出看跌期权价格为$45.00每桶最低价为美元70.00最高限价为美元90.00每桶。
有关公司衍生工具的其他信息，请参见附注10-公允价值计量。
下表披露本公司于2023年及2022年12月31日的衍生工具及截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的衍生工具收益╱（亏损）。
  估计公允价值资产（负债）
 十二月三十一日，
合同类型 资产负债表的位置20232022
  (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$8,346 $7,344 
临时石油销售应收账款：石油销售(72)1,170 
商品衍生品资产-长期1,594 1,725 
衍生负债：  
商品衍生工具负债--流动负债(3,103)(6,773)
商品衍生品负债--长期— (778)
未被指定为对冲工具的衍生品总额 $6,765 $2,688 
收益/(损失)金额
截至十二月三十一日止的年度，
合同类型损益位置202320222021
(单位：千)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
临时石油销售石油和天然气收入$(17,221)$(14,573)$(7,520)
商品衍生工具，净额(11,128)(260,892)(270,185)
未被指定为对冲工具的衍生品总额$(28,349)$(275,465)$(277,705)

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12月31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列报在合并资产负债表中。

106
目录表
10. 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：可观察到的投入和不可观察到的投入。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。
下表列出了公司截至2023年12月31日、2023年和2022年按每个公允价值层次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：
 相同资产在活跃资产市场上的报价重要和其他
可观察到的输入		无法观察到的重要输入 
 (一级)(二级)(第三级)总计
 (单位：万人)
2023年12月31日    
资产：    
商品衍生品$— $9,940 $— $9,940 
临时石油销售— (72)— (72)
负债：    
商品衍生品— (3,103)— (3,103)
总计$— $6,765 $— $6,765 
2022年12月31日 
资产： 
商品衍生品$— $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 
现金及现金等价物以及受限制现金的账面值与基于第一级输入数据的公平值相若。由于这些工具的短期性质，共同利息账单、石油销售和其他应收款以及应付账款和应计负债与公允价值相若。我们的长期应收款项（扣除任何信贷亏损拨备后）及其他长期资产的公允价值接近公允价值。该等项目之公平值估计乃根据第二级输入数据作出。
107
目录表
商品衍生品
我们的商品衍生品代表原油领价、看跌期权和看涨期权，以固定日期的布伦特或NYMEX WTI油价计算名义桶数。我们的石油衍生工具应占价值乃基于（i）合约名义成交量;（ii）各指数的独立活跃期货报价;（iii）参考信贷违约掉期（“CDS”）市场适用于各交易对手的信贷调整收益率曲线;及（iv）各指数独立来源的波动估计。波动率估计由若干活跃买卖石油期权的独立经纪人提供，并经市场报价波动率因素证实。递延溢价计入商品衍生工具的公平市值。有关公司衍生工具的更多信息，请参见附注9-衍生金融工具。
临时石油销售
临时石油销售衍生工具应占价值乃根据（i）销售量及（ii）于销售合约指定的定价期内各指数的独立活跃期货报价与解除日期的现货价格的差额计算。
债务
下表呈列于二零二三年及二零二二年十二月三十一日之账面值及公平值：
 2023年12月31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
$646,912 $622,824 $645,699 $558,201 
7.750高级附注百分比
396,718 374,764 395,893 335,592 
7.500高级附注百分比
446,291 412,461 445,564 361,958 
GOM定期贷款— — 145,000 145,000 
设施925,000 925,000 625,000 625,000 
总计$2,414,921 $2,335,049 $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。

由于已探明的石油和天然气储量修订为负，主要是由于合作伙伴关系在十个油田的开发工作范围和油井业绩的变化，我们于2023年12月31日审查了我们的十项长期资产的减值，这导致减值费用为#美元。222.3在截至2023年12月31日的一年中，减值费用导致剩余账面价值10的全部减值，使10个字段的账面价值减少到零。作为我们减值分析的一部分，第三方行业每桶布伦特原油的平均价格
108
目录表
用于确定贴现未来现金流的预测处于较低水平--经通胀调整后为80多美元。预期的未来现金流以大约10百分比，本公司认为该百分比是在估值时确定的基于市场的行业同行的加权平均资本成本。
由于已探明的石油和天然气储量修订为负，主要受油井表现的推动，我们于2022年12月31日对我们的十项长期资产进行了减值评估，导致减值费用为450.0截至2022年12月31日的年度，将十个油田的账面价值减少至估计公允价值#美元235.7截至2022年12月31日，为1.2亿美元。作为我们减值分析的一部分，用于确定贴现未来现金流的第三方行业预测的每桶布伦特原油平均价格为80多美元，经通胀调整。我们还考虑到了对该油田未来投资的延迟。预期的未来现金流以大约10百分比，本公司认为该百分比是在估值时确定的基于市场的行业同行的加权平均资本成本。
不是已探明石油及天然气资产的减值于2021年12月31日确认，因未确认减值指标。
这些减值费用计入综合经营报表中长期资产的减值。如果我们的石油价格预期大幅下降，我们估计的未来支出将增加R减少了我们估计的生产情况，我们的长期资产可能面临额外减值的风险。 

11. 资产报废债务
下表汇总了公司资产报废债务的变化：
 十二月三十一日，
 20232022
 (单位：万人)
资产报废和债务：  
开始资产报废债务$302,534 $325,459 
期内产生的负债16,196 13,696 
期内结清的负债(13,082)(9,277)
订正估计的退休债务11,527 (50,600)
吸积费用29,611 23,256 
期末资产报废债务$346,786 $302,534 

资产报废债务反映了与我们的石油和天然气资产相关的拆除、拆除、场地开垦和类似活动的估计现值。该公司利用当前的成本经验来估计报废债务的预期现金流出。本公司估计物业的最终生产年限、经风险调整的贴现率和通胀因素，以确定这项债务的当前现值。如果未来对这些假设的修订影响现有资产报废债务的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应的调整。2023年和2022年期间估计退休债务的修订与估计时间、工作范围和费用的变化有关。在截至2022年12月31日的年度内，我们的资产报废义务减少了约$10.02022年3月达成Tullow优先购买权交易所产生的1000万美元和约300万美元66.22022年5月，赤道几内亚延长了G区块的许可证，使其增加了1000万美元。
 
12. 基于股权的薪酬
限制性股票奖励和限制性股票单位
我们的长期激励计划(“LTIP”)规定授予股票期权、股票增值权、限制性股票奖励、限制性股票单位等形式的奖励。2023年6月，公司股东批准了修订和重新设立的Kosmos Energy Ltd.LTIP，该公司授权增加17.0根据长期投资协议，可供发行的普通股为100万股。经修订的《长期税务执行计划》规定，78.51,000,000股，根据长期投资协议下的奖励。截至2023年12月31日，该公司约有18.6根据LTIP仍可发行的100万股。
109
目录表
根据长期投资协议，本公司根据服务归属准则及结合市场及服务归属准则授予受限制股票单位。基本上，所有这些奖项都授予了一个三年句号。在归属后，限制性股票单位成为已发行和流通股。
下表反映了截至2023年12月31日的未偿还限制性股票单位：
 服务权归属
限制性股票
单位		加权平均授予日期公允价值市场/服务归属限制性股票单位加权平均授予日期公允价值
 (单位：万人) (单位：万人) 
在2020年12月31日未偿还：
4,840 $5.34 7,859 $8.11 
已批准(1)2,905 2.57 6,744 3.91 
没收(%1)(649)4.05 (1,998)5.50 
既得(2,400)5.19 (1,372)9.95 
截至2021年12月31日的未偿还债务：
4,696 3.88 11,233 5.28 
已批准(1)2,820 4.70 3,388 6.98 
没收(%1)(147)3.92 (389)6.21 
既得(2,453)4.21 (2,191)5.98 
截至2022年12月31日的未偿还债务：
4,916 4.18 12,041 5.61 
已批准(1)2,809 7.61 3,482 12.26 
没收(%1)(240)5.65 (203)8.17 
既得(2,775)3.86 (2,950)8.22 
截至2023年12月31日的未偿还金额：
4,710 5.77 12,370 6.59 
__________________________________
(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股份。
截至2023年12月31日，对未归属限制性股票单位确认的基于股权的薪酬总额为$27.8在加权平均期内1.8好几年了。
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$13.06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%。预期的季度股息从1美元到1美元不等。0.000至$0.050与我们目前的分红经验相称。
2024年1月，我们批准了2.4百万服务归属限制性股票单位和3.0根据我们的长期激励计划，我们向员工授予了100万个市场和服务限制性股票单位。我们预计将确认大约$41.4在接下来的一年中，与这些赠款相关的非现金补偿支出三年.
本公司于综合经营报表中记录以权益为基础的一般薪酬开支及行政开支，相当于授出日期及LTIP奖励归属期间以股份为基础的付款的公允价值。下表汇总了与我们的股份支付相关的某些信息：
110
目录表

截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
(单位：万人)
基于股份的薪酬费用$42,693 $34,546 $31,651 
总税收优惠7,482 5,933 5,786 
税收净短缺（意外收入）(3,201)673 6,307 
已归属裁决的公允价值45,098 22,205 9,435 
 
13. 所得税
我们根据我们业务所在国家的现行法律和税率计提所得税。我们来自持续经营业务的税前收入或亏损与我们的所得税开支或利益之间的关系因各种因素而于不同期间有所不同，包括税前收入或亏损总额的变动、我们赚取收入（亏损）的司法权区及该等司法权区的税法。
截至2023年12月31日止年度，我们的递延税项负债净额减少约$107.6 主要是由于美元222.3 与TEN油田相关的减值损失为100万美元，导致我们的递延税项负债减少了100万美元。77.8 100万美元，其余的29.8 我们的递延税项负债减少100万美元，主要与暂时差异拨回的时间有关。截至2022年12月31日止年度，我们的递延税项负债净额减少约$242.7 主要原因是，450.0与TEN油田有关的减值损失约为100万美元，导致我们的递延税项负债减少约100万美元。157.61000万美元，以及一美元44.6 减少的100万美元与2022年3月完成Tullow优先购买权交易有关（见附注3 -收购和剥离），其余100万美元与2022年3月完成Tullow优先购买权交易有关（见附注3 -收购和剥离），其余100万美元与2022年3月完成Tullow优先购买权交易有关（见附注3-收购和剥离），其余100万美元与2022年3月完成Tullow优先购买权交易有关。40.5 我们的递延税项负债减少200万美元，主要与暂时差异拨回的时间有关。
除所得税前收入（亏损）包括以下各项：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：万人)
美国$(88,458)$73,529 $(75,948)
外国460,193 263,538 32,568 
所得税前收入(亏损)$371,735 $337,067 $(43,380)
可归因于我们所得税前收入(亏损)的所得税准备金的组成部分如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：万人)
当前：   
美国$865 $7,174 $282 
外国264,910 300,829 103,348 
总电流265,775 308,003 103,630 
延期：
美国551 84 1,202 
外国(108,111)(197,571)(70,376)
延期合计(107,560)(197,487)(69,174)
所得税费用$158,215 $110,516 $34,456 
111
目录表
我们通过应用法定税率和报告的持续经营收入或(亏损)的实际税率计算的所得税费用(福利)对账如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：万人)
按法定税率征税$78,064 $70,784 $(9,110)
外国收入(损失)按不同税率征税48,768 20,663 17,344 
不可扣除的补偿5,915 3,012 2,775 
不可扣除项目和其他项目2,243 3,993 1,719 
股权薪酬的税收缺口(意外之财)，净额(3,201)673 6,307 
更改估值免税额26,426 11,391 15,421 
税费(收益)合计$158,215 $110,516 $34,456 
实际税率
43 %33 %79 %
______________________________________
(1)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的实际税率受(损益)(4.0)1000万，$21.0百万美元和美元61.6分别于吾等无须缴税因而不产生任何所得税优惠或有估值免税额以抵销相应递延税项资产的司法管辖区产生的百万欧元。

美国的实际税率约为(2%), 10%和2分别于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的年利率。美国的实际税率受到不可抵扣支出和基于权益的补偿的影响，税收不足和税收意外之财等于为财务报表报告目的确认的所得税优惠与为纳税申报目的实现的所得税优惠之间的差额。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，我们在美国的有效税率受到部分递延税项资产估值免税额变化的影响，总金额为12.1百万，$(12.3)300万美元和300万美元6.6分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
加纳的实际税率约为36%, 35%和35分别于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的年利率。加纳的实际税率受到不可抵扣支出的影响。
赤道几内亚的实际税率约为35%, 36%和35分别为截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度的百分比，并受不可扣除支出的影响。
我们在其他外国司法管辖区的业务有0%的实际税率，因为他们居住在0%法定利率或我们在这些国家或地区发生亏损，并拥有相应递延税项净资产的全额估值津贴。
递延税项资产及负债乃根据财务及税基在资产及负债方面的暂时性差异所产生的估计所得税影响而计算，按实际缴税或收回税款时预期生效的税率厘定。在评估递延税项资产的变现能力时，管理层会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税项资产的最终变现取决于在这些临时差额可扣除期间产生的未来应纳税所得额。产生递延税项资产和负债的重大暂时性差异的税收影响如下：
112
目录表
 十二月三十一日，
 20232022
 (单位：万人)
递延税项资产：  
外资化营业费用$209,453 $196,018 
国外净营业亏损14,458 19,297 
美国净营业亏损78,706 81,040 
美国递延利息支出43,411 17,421 
股权补偿10,867 7,916 
资产报废债务和其他78,024 67,083 
递延税项资产总额434,919 388,775 
估值免税额(333,651)(312,968)
递延税项总资产，净额101,268 75,807 
递延税项负债：
与财产和设备有关的损耗、折旧和摊销(420,066)(512,019)
其他递延税项负债(42,087)(32,233)
递延税项负债总额(462,153)(544,252)
递延税项净负债$(360,885)$(468,445)
 
该公司有海外净营业亏损结转#美元48.2一百万，那是不会过期的。此外，该公司有$374.8美国净营业亏损中的100万美元不会到期。所有这些亏损目前都有抵消性估值额度。
该公司在美国的联邦所得税申报年度2020至2022年开放税务审查，在加纳的所得税申报年度2019至2022年度接受税务审查，在赤道几内亚的2019至2022年度接受所得税申报年度的税务审查。
截至2023年12月31日，公司没有重大不确定的税务头寸。本公司的政策是在所得税支出中确认与所得税事项相关的潜在利息和罚款。

14. 每股净收益(亏损)
在计算每股基本净收入时，参与证券是根据实际收到的股息分配加上未分配净收入的比例份额(如果有)分配的收益。我们在两级法下计算每股基本净收入。稀释每股净收益(亏损)是在两种方法和库存股方法下计算的，并给出了两种计算方法中稀释程度较大的一种。每股摊薄净收益(亏损)的计算反映了如果我们LTIP项下的所有未偿还奖励转换为普通股或导致发行普通股股份然后在公司收益中分享可能发生的摊薄。在公司实现持续经营亏损期间，证券不会稀释到每股净亏损，也不会发生转换为普通股的情况。
每股基本净收益(亏损)的计算方法为(I)净收益(亏损)，(Ii)减去可分配给参与证券的收益(Iii)除以加权平均基本流通股。本公司每股摊薄净收益(亏损)的计算方法为(I)基本净收益(亏损)，(Ii)加上可分配给参与证券的收益的摊薄调整(Iii)除以加权平均摊薄已发行股份。
113
目录表
 截止的年数
 十二月三十一日，
 202320222021
 (单位为千，每股数据除外)
分子：   
可分配给普通股股东的净收益(亏损)$213,520 $226,551 $(77,836)
分母：
加权平均流通股数量：
基本信息459,641 455,346 416,943 
限制性股票单位(1)21,429 19,511 — 
稀释481,070 474,857 416,943 
每股净收益(亏损)：
基本信息$0.46 $0.50 $(0.19)
稀释$0.44 $0.48 $(0.19)
______________________________________
(1)我们的限制性股票单位不被视为参与证券，因此被排除在每股基本净收益(亏损)的计算之外。

(2)在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们不包括0.0, 0.1百万美元和19.0从每股摊薄净收入的计算中分别扣除100万股已发行的限制性股票单位，因为这将是反摊薄的效果。

15. 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Greater Tortue FPSO延期销售相关的其他长期负债中的100万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。科斯莫斯的总份额二协议合计目前估计约为#美元。300.01000万美元，其中259.2截至2023年12月31日，已发生100万美元，不包括应计利息。

履约义务

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司拥有履约保证金和补充保证金共计美元。194.1百万美元和美元205.2这些成本分别与BOEM和其他第三方就某些油井的预期封堵和废弃成本以及我们在美国墨西哥湾油田的某些设施的拆除而规定的保证金要求有关。

114
目录表
16. 其他财务信息
应计负债
应计负债包括以下内容：
 十二月三十一日，
 20232022
 (单位：万人)
应计负债：  
勘探、开发、生产$90,054 $80,598 
应付收入20,506 26,087 
流动资产报废债务2,808 1,732 
一般和行政费用29,766 32,069 
利息36,410 44,740 
所得税111,212 127,183 
所得税以外的其他税种1,029 1,524 
衍生品1,372 6,440 
其他9,658 4,833 
 $302,815 $325,206 
 
出售资产的收益
在2022年第四季度，我们收到壳牌的正式通知，一该油井是根据壳牌与纳米比亚的石油协定提交的。结果，我们认出了一张$50.0-与以下收益相关的收益：50.02022年第四季度收到了与2020年与壳牌签订的分包协议相关的1.8亿美元。
其他费用，净额
期间发生的其他费用净额包括：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (单位：千)
存货处置损失$7,372 $1,521 $1,239 
保险结算收益— (7,000)— 
(收益)资产报废债务负债结算损失6,034 (3,278)6,351 
其他，净额10,250 (297)2,521 
其他费用，净额$23,656 $(9,054)$10,111 
 
115
目录表
17. 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。于二零二三年十二月三十一日，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。为评估呈报分部之表现，首席营运决策者审阅资本开支。本公司定义的资本支出可能无法与其他公司使用的类似标题的措施进行比较，应与我们的综合财务报表及其附注一并考虑。 每个领域的财务资料如下：
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)
截至二零二三年十二月三十一日止年度
收入和其他收入：
石油和天然气收入$1,062,482 $267,494 $— $371,632 $— $— $1,701,608 
其他收入，净额(403)10 — 3,327 157,770 (160,777)(73)
总收入和其他收入1,062,079 267,504 — 374,959 157,770 (160,777)1,701,535 
成本和支出：
石油和天然气生产175,265 114,411 — 100,421 — — 390,097 
勘探费872 7,915 15,784 11,950 5,757 — 42,278 
一般和行政12,913 5,555 9,354 22,076 199,283 (149,649)99,532 
损耗、折旧和摊销240,998 51,750 917 149,482 1,780 — 444,927 
长期资产减值准备222,278 — — — — — 222,278 
利息和其他融资费用净额（1）56,988 (2,942)(119,697)6,236 155,319 — 95,904 
衍生工具，净额— — — — 11,128 — 11,128 
其他费用，净额7,963 3,208 7,997 10,506 5,110 (11,128)23,656 
总成本和费用717,277 179,897 (85,645)300,671 378,377 (160,777)1,329,800 
所得税前收入(亏损)344,802 87,607 85,645 74,288 (220,607)— 371,735 
所得税费用122,704 35,666 — 13,643 (13,798)— 158,215 
净收益(亏损)$222,098 $51,941 $85,645 $60,645 $(206,809)$— $213,520 
综合资本支出$276,849 $74,573 $276,484 $212,431 $9,662 $— $849,999 
截至2023年12月31日
财产和设备，净额$1,036,651 $424,030 $1,788,214 $893,293 $18,041 $— $4,160,229 
总资产$3,252,235 $1,918,131 $2,642,098 $3,988,805 $21,599,662 $(28,462,797)$4,938,134 
______________________________________
(1)利息支出根据实际第三方和公司间债务协议记录。资本化利息记录在资产所在的业务单位。


116
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12月31日的年度
收入和其他收入：
石油和天然气收入$1,350,962 $346,783 $— $547,610 $— $— $2,245,355 
出售资产的收益— — — 471 50,000 — 50,471 
其他收入，净额428 3,350 — 2,405 386,002 (388,236)3,949 
总收入和其他收入1,351,390 350,133 — 550,486 436,002 (388,236)2,299,775 
成本和支出：
石油和天然气生产206,486 90,602 — 105,968 — — 403,056 
设施保险修改，净额6,243 — — — — — 6,243 
勘探费14,987 7,378 82,526 22,763 6,576 — 134,230 
一般和行政15,310 6,703 9,798 15,794 180,594 (127,343)100,856 
损耗、折旧和摊销289,058 53,765 412 153,407 1,614 — 498,256 
长期资产减值准备450,357 — — (388)— 449,969 
利息和其他融资费用净额（1）64,620 (2,494)(69,644)11,180 114,598 — 118,260 
衍生工具，净额— — — — 260,892 — 260,892 
其他费用，净额233,785 8,397 (1,178)10,339 496 (260,893)(9,054)
总成本和费用1,280,846 164,351 21,914 319,063 564,770 (388,236)1,962,708 
所得税前收入(亏损)70,544 185,782 (21,914)231,423 (128,768)— 337,067 
所得税支出(福利)28,091 72,814 — (1,010)10,621 — 110,516 
净收益(亏损)$42,453 $112,968 $(21,914)$232,433 $(139,389)$— $226,551 
综合资本支出$98,540 $36,036 $407,982 $111,016 $(41,986)$— $611,588 
截至2022年12月31日
财产和设备，净额$1,202,937 $396,737 $1,396,884 $829,242 $16,847 $— $3,842,647 
总资产$2,886,242 $1,463,211 $2,026,776 $3,695,641 $19,554,236 $(25,046,118)$4,579,988 
______________________________________
(1)利息支出根据实际第三方和公司间债务协议记录。资本化利息记录在资产所在的业务单位。
(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$118.2100万美元计入截至2022年12月31日的年度综合资本支出的减少额。
(3)包括与我们自2022年6月9日(收购日期)开始收购Kodiak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12月31日的年度的综合资本支出中。
117
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公司和其他淘汰总计
(单位：千)
截至2021年12月31日的年度
收入和其他收入：
石油和天然气收入$644,232 $260,520 $— $427,261 $— $— $1,332,013 
出售资产的收益— — — — 1,564 — 1,564 
其他收入，净额6 — — 1,279 395,073 (396,096)262 
总收入和其他收入644,238 260,520 — 428,540 396,637 (396,096)1,333,839 
成本和支出：
石油和天然气生产151,079 93,032 — 101,895 — — 346,006 
设施保险修改，净额(1,586)— — — — — (1,586)
勘探费1,527 5,700 10,639 41,230 6,286 — 65,382 
一般和行政12,179 4,343 8,601 17,665 172,869 (124,128)91,529 
损耗、折旧和摊销240,901 56,468 61 168,142 1,649 — 467,221 
利息和其他融资费用净额（1）51,279 (1,661)(44,831)15,875 109,493 (1,784)128,371 
衍生工具，净额— — — — 270,185 — 270,185 
其他费用，净额206,466 41,891 (2,189)30,118 4,010 (270,185)10,111 
总成本和费用661,845 199,773 (27,719)374,925 564,492 (396,097)1,377,219 
所得税前收入(亏损)(17,607)60,747 27,719 53,615 (167,855)1 (43,380)
所得税支出(福利)(4,290)37,487 — (4,958)6,217 — 34,456 
净收益(亏损)$(13,317)$23,260 $27,719 $58,573 $(174,072)$1 $(77,836)
综合资本支出$575,472 $77,364 $170,690 $96,897 $3,791 $— $924,214 
截至2021年12月31日
财产和设备，净额$1,885,116 $460,975 $918,683 $901,392 $17,821 $— $4,183,987 
总资产$3,125,835 $911,159 $1,346,622 $3,258,264 $17,108,138 $(20,809,367)$4,940,651 
______________________________________
(1)利息支出根据实际第三方和公司间债务协议记录。资本化利息记录在资产所在的业务单位。
(2)包括与我们从2021年10月13日(收购日期)开始在加纳收购额外权益有关的活动。此外，收购收购价格为#美元。465.41000万美元包括在综合资本支出中。
118
目录表
截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
(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$932,603 $787,297 $472,631 
石油和天然气属性的获取— 22,078 465,367 
出售资产所得收益— (168,703)(6,354)
调整：
资本应计项目的变动6,732 396 (18,534)
勘探费用，不包括未成功油井成本和租赁减值(1)40,070 47,289 46,563 
资本化利息(138,738)(84,343)(46,098)
其他9,332 7,574 10,639 
合并资本支出总额$849,999 $611,588 $924,214 
______________________________________
(1)未成功的油井成本在发生时计入石油和天然气资产。

KOSMOS ENERGY LTD.
补充石油和天然气数据(未经审计)
提交的已探明石油和天然气净储量估计数由Ryder Scott Company，L.P.(“RSC”)编制，截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度。RSC是位于德克萨斯州休斯顿的独立石油工程师。中国石油天然气集团公司已编制了本文提出的储量估算，并符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计与审计准则》中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。我们拥有一支由石油工程师和地学专业人员组成的内部员工，他们与我们的独立储备工程师密切合作，以确保向独立储备工程师提供的数据的完整性、准确性和及时性，用于他们的储量估计过程。
119
目录表
已探明储量和未开发储量净值
下表汇总了科斯莫斯公司在加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美国墨西哥湾的已探明和未开发的石油和天然气净储量。
 加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾总油量加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾总天然气Kosmos Total
 
石油、凝析油、天然气(MMBbls)(4)
天然气(Bcf)(Mmboe)
2020年12月31日已探明和未开发净储量(1)
68 24 — 34 127 31 11 — 27 69 139 
扩展和发现
— — — — — — — — — — — 
生产(10)(4)— (6)(20)— — — (5)(5)(21)
修订概算(2)
10 4 8 4 26 10 — 590 5 605 127 
原地矿产采购量(3)
52 — — — 52 27 — — — 27 57 
2021年12月31日已探明和未开发净储量(1)
120 24 8 32 185 68 11 590 27 695 301 
扩展和发现— — — 3 3 — — 28 1 29 8 
生产(13)(4)— (6)(23)— — — (4)(4)(24)
修订概算(2)7 4 (1)(2)7 (5)5 (1)— — 7 
就地购买矿产
— — — 1 1 — — — — — 1 
就地矿产销售(14)— — (14)(14)— — — (14)(16)
2022年12月31日已探明和未开发净储量(1)
99 25 7 27 158 49 16 618 24 707 276 
扩展和发现3 — — — 3 5 — — — 5 4 
生产(13)(3)— (5)(21)(10)(1)— (4)(15)(24)
修订概算(2)4 2 — (1)5 91 1 10 (2)100 22 
就地购买矿物— — — — — — — — — — — 
就地矿产销售— — — — — — — — — — — 
2023年12月31日已探明和未开发净储量(一)
93 24 7 21 145 135 16 628 18 797 278 
探明已开发储量(1)      
2020年12月31日26 21 — 32 79 23 11 — 25 59 89 
2021年12月31日52 20 — 28 100 56 11 — 20 87 115 
2022年12月31日43 20 — 21 84 40 16 — 17 73 96 
2023年12月31日46 19 — 15 81 79 16 — 12 106 99 
已探明未开发储量(1)(5)
      
2020年12月31日42 4 — 2 48 8 — — 2 10 50 
2021年12月31日68 5 8 4 85 12 — 590 6 608 186 
2022年12月31日56 5 7 6 74 9 — 618 7 634 180 
2023年12月31日47 5 7 6 64 56 — 628 6 690 179 
______________________________________
120
目录表
(1)已探明储量和已探明未开发储量之和不得因四舍五入而相加到已探明储量和未开发储量净值上。
(2)2023年估计数的修订涉及：
•在加纳，Jubilee的净产量为14.3MMBbl和125.1 Bcf，这主要是由于油田表现良好、增加了天然气销售确认和积极的钻探结果，但被Jubilee净产量11.2MMBbl和9.7Bcf所抵消。Ten的负修正为7.8MMBbl和28.4Bcf，主要原因是伙伴关系对Ten油田的开发工作范围发生了变化，油井业绩以及Ten净产量为1.3MMBbl。整体而言，截至2023年12月31日止年度，Jubilee的储量增加3.1MMBbl及115.3 bcf，而TEN的储量减少9.1MMBbl及28.4bcf。我们注意到，商品价格的下降并未导致订正估计数。
•在赤道几内亚，与商品价格相关的储量在Ceiba减少了0.3 MMBbl和0.6 Bcf，在Okume减少了0.2 MMBbl和0.3 Bcf，在Ceiba和Okume的净产量分别减少了0.9 MMBbl和0.5 Bcf和2.3 MMBbl和0.9 Bcf。生产性能和上部结构优化使木棉增产1.5MMBbl和1.6Bcf，奥库姆增产1.6MMBbl和0.3bcf。将其中一口井从奥库姆的开发计划中移除，导致储量减少0.3MMBbl。总体而言，赤道几内亚的储备减少了1.0MMBbl和0.4Bcf。
•在毛里塔尼亚和塞内加尔，由于优化了大Tortue Ahmeyim第一阶段项目的时间安排，我们对9.7Bcf进行了积极的修订。基于纳入试井结果，我们还对凝析油进行了0.4MMBbl的负修正。我们注意到，商品价格的下降并未导致订正估计数。
•在美国墨西哥湾，我们的储量修正为负1.8MMBbl和2.1Bcf，原因是Tornado的含水率增加，Odd Job的生产表现和Marmalard新油井的结果，以及大宗商品价格影响0.1MMBbl和0.1Bcf，以及4.9MMBbl和4.0Bcf的净产量。总体而言，在截至2023年12月31日的一年中，美国墨西哥湾的储量减少了6.8MMBbl和6.2Bcf。
2022年估计数的修订涉及：
•在加纳，由于2022年3月在Jubilee和10个油田达成Tullow优先购买权交易，我们对14.3MMBbl的石油和14.2bcf的天然气进行了负修订。除Jubilee净产量11.3 MMBbl外，由于钻探结果和现场表现良好，Jubilee的正修订为11.0 MMBbl，而由于剩余油田寿命的变化，修订为负3.0 Bcf。由于最近的油井状况和更新的油藏模型预测，TEN的净产量为2.0MMBbl，此外，TEN的净产量修正为6.1MMBbl和9.6Bcf。在加纳，商品价格的上涨导致2.2MMBbl和7.1Bcf的积极修正。截至2022年12月31日止年度的整体储备减幅分别为6.6MMBbl及2.8bcf及13.9MMBbl及16.7bcf。
•在赤道几内亚，基于Ceiba的生产业绩和顶部优化，我们对0.9MMBbl的石油进行了积极的修订，但被3.7MMBbl的净产量所抵消。随着Ceiba许可证从2029年延长到2040年和Okume许可证从2034年延长到2040年，大宗商品价格上涨，导致3.2MMBbl和5.2Bcf的积极修正。总体而言，赤道几内亚的储量增加了0.4MMBbl和5.2Bcf。
•在毛里塔尼亚/塞内加尔，由于钻探生产井而扩大了油田面积，因此增加了28.1 Bcf。根据最新的产量估计，我们还对凝析油储量进行了0.7MMBbl的负修正。我们注意到，初级商品价格的上涨并未导致订正估计数。
•在美国墨西哥湾，我们有2.1 MMBbl的负修正和0.3 Bcf的正修正，这是基于最近在Odd Job和Tornado取得的水突破，Kodiak的生产业绩，此外还有5.7 MMBbl和4.0 Bcf的净产量。临冬城的发现增加了2.9MMBbl和1.0Bcf的天然气。购买科迪亚克油田的额外权益导致0.8MMBbl的积极修正。我们注意到美国墨西哥湾大宗商品价格的变化并不是实质性的。美国墨西哥湾的总储备减少了4.1MMBbl和2.7Bcf。
2021年估计数的修订涉及：
•在加纳，我们对与整体油田表现相关的估计(主要与Jubilee油田有关)进行了5.5MMBbl的积极修订，包括我们已探明的未开发油井位置和优化的未来油井位置的积极钻探结果。与更新的储集层模型预测相关，我们在十个油田的估计中有8.0Bcf的正修订。大宗商品价格的上涨导致对4.1MMBbl石油储量和1.7Bcf天然气储量的估计进行了积极修订。
121
目录表
•在赤道几内亚，由于整体油田表现和积极的钻探结果，我们对估计进行了3.0MMBbl的积极修订，由于大宗商品价格的上涨，我们对估计进行了0.7MMBbl的积极修订。我们注意到赤道几内亚天然气储量的变化不大。
•在毛里塔尼亚/塞内加尔，由于项目进展和商品价格改善，与大托尔图项目第一阶段的经济状况有关的已探明未开发储量估计数有8.2MMBbl和590.0 Bcf的正修订。
•在美国墨西哥湾，由于我们投资组合中某些油田的强劲表现，我们对天然气储量进行了积极的修正，分别为0.6MMBbl和3.2Bcf。大宗商品价格的上涨导致分别向上修正了3.0 MMBbl和1.3 Bcf。
(3)2021年的就地矿产购买与我们收购Jubilee油田和加纳近海10个油田的额外权益有关，从而使已探明石油储量分别增加38.7MMBbl和12.8MMBbl，总已探明天然气储量增加7.2Bcf和20.1Bcf。
(4)天然气液体探明储量在我国总探明储量中只占很小的一部分。因此，我们有汇总的天然气液体和原油/凝析油储量信息。
(5)2023年已探明未开发储量变化与：
•在加纳，我们于年内通过在Greater Jubilee钻探五口油井，将21.5 Mbbl已探明未开发储量转换为已探明已开发储量，成本约为9,800万美元，以及约9,130万美元的海底成本。此外，我们在钻井成本上花费了4050万美元，预计2024年将报告为转换后的已探明未开发储量。截至2023年12月31日止年度的积极钻探结果令已探明未开发储量增加0.6Mbbl及0.4Bcf。在Jubilee，确认天然气销售导致已探明未开发储量增加56.0Bcf，并基于现有油井状况改善对未来井预测进行积极修订，导致已探明未开发储量增加16.7MBbbl。该伙伴关系开发工作范围和十口规划井预测的变化导致已探明未开发储量减少4.9Mbbl和8.7Bcf。
•在赤道几内亚，在截至2023年12月31日的年度内，由于从Okume钻井计划中移除了一口计划中的油井，我们的已探明开发储量减少了0.3Mbbl。
•在毛里塔尼亚/塞内加尔，由于优化了Greater Tortue Ahmeyim一期项目的时间安排，我们已探明的未开发储量增加了9.7bcf。根据钻井的测试结果，我们还对0.4Mbbl的凝析油进行了负修正。我们花费了大约2.598亿美元来推进Greater Tortue第一阶段的开发，并计划在2024年第三季度为该项目提供第一批天然气。
•在美国墨西哥湾，我们已探明的未开发储量减少了0.9Mbbl和0.9Bcf。我们通过钻探Marmalard的一口油井转换了0.6Mbbl和0.8Bcf，成本为1650万美元，此外，由于几个油田的采收率略有变化，我们还对0.2Mbbl和0.1Bcf进行了负修正。此外，我们花费了大约4900万美元安装Odd Job潜水泵，并花费了大约6750万美元用于开发临冬城油田。
2022年已探明未开发储量变化与：
•于加纳，我们于年内通过钻探三口油井，将已探明未开发储量的4.6MMBbl石油转换为已探明已开发储量，成本约为7,510万美元。于十年内，我们以约1,360万元钻探一口井，将已探明未开发储量的5.1MMBbl及4.1Bcf天然气转化为已探明已开发储量。我们于2022年与原地矿产销售有关的已探明未开发储量于禧年减少4.3MMBbl，十年减少3.0MMBbl及3.3Bcf。由于未来钻探的优化，Jubilee油田的已探明未开发储量增加了4.0MMBbl。由于更新了开发计划，十个油田的已探明未开发储量增加了1.4MMBbl和4.1Bcf。总探明未开发储量在禧年减少5.0MMBbl，在十年减少6.7MMBbl和3.3Bcf。
•在赤道几内亚，截至2022年12月31日的一年内，赤道几内亚已探明的未开发储量没有实质性变化。
•在毛里塔尼亚/塞内加尔，我们已探明的未开发储量增加了28.1bcf，这是因为钻探生产井导致油田扩大。根据最新的产量估计，我们还对凝析油储量进行了0.7MMBbl的负修正。
•在美国墨西哥湾，根据Odd Job、Marmalard和Big Bend油田的最新开发计划，我们已探明的未开发储量增加了1.0MMBbl和1.8Bcf。我们在科迪亚克钻了一口井，将1.6MMBbl和2.2Bcf从已探明的未开发转化为1.6MMBbl和2.2Bcf，成本为1360万美元。临冬城的发现增加了已探明未开发储量的2.9MMBbl和1.0Bcf。我们增加了0.2 MMBbl已探明的未开发
122
目录表
与我们2022年在科迪亚克油田原地购买矿物有关的储量。美国墨西哥湾已探明的未开发总储量增加了2.4MMBbl和0.6Bcf。
2021年已探明未开发储量变化与：
•在加纳，Jubilee的已探明未开发储量增加了17.8MMBbl，这与未来钻探的优化有关。与2021年的原地矿产购买相关，我们增加了28.5MMBbl和4.7Bcf的已探明未开发储量。年内，我们以3,410万元钻井三口，将已探明未开发储量20.7MMBbl转为已探明已开发储量。
•在赤道几内亚，在截至2021年12月31日的一年中，赤道几内亚增加了2.9MMBbl的PUD，这与赤道几内亚增加一口未来发展井和优化未来发展计划有关。年内，我们通过钻探两口油井和更换某些海底基础设施，将1.8MMBbl已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量，成本为3560万美元。
•在美国墨西哥湾，我们已探明的未开发储量增加了3.5MMBbl石油储量和6.3Bcf天然气储量，这与增加一口未来开发井和优化未来开发计划有关。我们通过钻探Tornado的一口井，将1.8MMBbl和1.8Bcf的已探明未开发储量转化为已探明已开发储量，成本为1,900万美元。
净探明储量是根据2023年1月至12月期间各自的基准价格，利用每月第一天石油价格的12个月未加权算术平均值计算得出的。平均价格根据原油装卸、运输费、质量和地区价差进行了调整。
已探明油气储量由S-X规则第4.10(A)条定义为，通过对地球科学和工程数据的分析，在当前经济条件、运营方法和政府法规下，可以合理确定地估计可商业开采的油气储量。在估计已探明储量、预测未来生产率和开发支出时间方面存在固有的不确定性。
与石油和天然气活动相关的资本化成本
下表列出了与石油和天然气活动有关的资本化总成本：
加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾其他Kosmos Total
 (单位：百万美元)
截至2023年12月31日
   
未证明的性质$— $92 $125 $192 $14 $423 
已证明的性质3,769 588 1,663 1,580 $— 7,600 
 3,769 680 1,788 1,772 14 8,023 
累计耗竭(2,733)(256)— (880)— (3,869)
净资本化成本$1,036 $424 $1,788 $892 $14 $4,154 
截至2022年12月31日
   
未证明的性质$— $85 $114 $130 $13 $342 
已证明的性质3,705 526 1,282 1,440 — 6,953 
 3,705 611 1,396 1,570 13 7,295 
累计耗竭(2,502)(214)— (741)— (3,457)
净资本化成本$1,203 $397 $1,396 $829 $13 $3,838 


123
目录表
石油和天然气活动中发生的成本
下表反映了本年度石油和天然气资产收购、勘探和开发活动产生的资本化和已支出总成本。
加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾其他(1)Kosmos Total
 (单位：百万美元)
截至2023年12月31日的年度
物业收购：   
未经证实$— $1 $— $2 $— $3 
证明了— — — — — — 
探索1 10 3 67 6 87 
发展287 68 404 146 — 905 
已发生的总成本$288 $79 $407 $215 $6 $995 
截至2022年12月31日的年度
物业收购：    
未经证实$— $2 $— $19 $— $21 
证明了— 7 — 27 — 34 
探索15 9 74 31 5 134 
（5）第1003章：一个人的世界（三）226 37 486 17 — 766 
已发生的总成本$241 $55 $560 $94 $5 $955 
截至二零二一年十二月三十一日止年度
    
物业收购：    
未经证实$— $1 $— $(2)$(1)$(2)
第1002章证明（二）718 1 — — — 719 
探索— 8 16 60 6 90 
开发（4）112 79 333 46 — 570 
已发生的总成本$830 $89 $349 $104 $5 $1,377 
______________________________________
(1)包括非洲(不包括加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚和塞内加尔)、欧洲和南美洲。
(2)包括7.182亿美元的石油和天然气财产，这些财产是在“附注3--收购和剥离”中讨论的收购加纳其他权益时收购的可确认资产的估计公允价值和承担的负债的购买价格分配而获得的。
(3)包括132.4,000,000美元的资本化石油和天然气资产，以我们在毛里塔尼亚和塞内加尔的BP运营商的长期应收账款为抵押，在“附注4--联合利息账单和长期应收账款”中讨论。
(4)包括6,780万美元的资本化石油和天然气资产，以我们在毛里塔尼亚和塞内加尔的BP运营商的长期应收账款为抵押，在“附注4--联合利息账单和长期应收账款”中讨论。
(5)不包括2022年5月赤道几内亚G区块许可证延期导致资本化资产报废成本减少6620万美元。




124
目录表
未来净现金流量贴现的标准化计量
下表提供了基于2023年1月至12月期间布伦特原油每月第一天油价的12个月未加权算术平均值的预测未来现金流量净额。平均价格根据原油装卸、运输费、质量和地区价差进行了调整。
由于计算中使用的价格是当年的平均价格，因此根据市场情况，标准化衡量标准可能会因年而异。
这一预测不应被解释为代表科斯莫斯的当前价值。未来可能会对已探明储量的估计进行重大修订；储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生；实际实现的价格预计与使用的价格有很大差异；实际成本可能不同。Kosmos的投资和经营决策不是基于提供的信息，而是基于广泛的储量估计，包括可能的和已探明的储量，以及各种不同的价格和成本假设。
标准化措施的目的是提供一种比比较原始探明储量数量更好的方法来比较Kosmos在特定时间的已探明储量与其他石油生产公司的已探明储量的价值。
 加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾总计
 (单位：百万美元)
2023年12月31日
 
未来现金流入$8,200 $1,928 $5,363 $1,538 $17,029 
未来生产成本(1,586)(869)(2,725)(297)(5,477)
未来开发和废弃成本(1,176)(561)(679)(376)(2,792)
未来税费支出(1,780)(284)(6)(47)(2,117)
未来净现金流3,658 214 1,953 818 6,643 
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣(885)138 (1,172)(104)(2,023)
未来净现金流量贴现的标准化计量$2,773 $352 $781 $714 $4,620 
2022年12月31日
  
未来现金流入$10,076 $2,507 $6,419 $2,532 $21,534 
未来生产成本(1,586)(877)(2,696)(359)(5,518)
未来开发和废弃成本(1,395)(610)(753)(489)(3,247)
未来税费支出(2,399)(465)(340)(190)(3,394)
未来净现金流4,696 555 2,630 1,494 9,375 
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣(1,394)43 (1,498)(365)(3,214)
未来净现金流量贴现的标准化计量$3,302 $598 $1,132 $1,129 $6,161 
2021年12月31日
 
未来现金流入$8,308 $1,661 $4,314 $1,981 $16,264 
未来生产成本(2,079)(621)(2,853)(334)(5,887)
未来开发和废弃成本(1,640)(478)(822)(284)(3,224)
未来税费支出(1,546)(307)(43)(117)(2,013)
未来净现金流3,043 255 596 1,246 5,140 
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣(983)37 (671)(262)(1,879)
未来净现金流量贴现的标准化计量$2,060 $292 $(75)$984 $3,261 

125
目录表
折现现金流量标准化计量的变化
 加纳赤道几内亚毛里塔尼亚/塞内加尔美国墨西哥湾总计
 (单位：百万美元)
2020年12月31日余额
$364 $27 $— $573 $964 
就地购买矿物981 — — — 981 
2021年销售和转让
(493)(167)— (325)(985)
扩展和发现— — — — — 
价格和成本的净变动1,232 479 (75)602 2,238 
以前估计的这一期间发生的开发费用
91 73 — 42 206 
开发费用的净变化(187)(124)— (38)(349)
对先前数量估计数的修订367 128 — 153 648 
税费净变动(421)(146)— (74)(641)
折扣的增加53 12 — 58 123 
时间和其他方面的变化73 10 — (7)76 
2021年12月31日的余额
$2,060 $292 $(75)$984 $3,261 
就地购买矿物— — — 47 47 
矿产品销售到位(243)— — — (243)
2022年销售和转让
(1,144)(256)— (442)(1,842)
扩展和发现— — 171 46 217 
价格和成本的净变动2,340 422 868 673 4,303 
以前估计的这一期间发生的开发费用
207 28 387 59 681 
开发费用的净变化(119)(8)(150)(94)(371)
对先前数量估计数的修订645 192 (9)(117)711 
税费净变动(882)(143)(77)(87)(1,189)
折扣的增加271 52 — 106 429 
时间和其他方面的变化167 19 17 (46)157 
2022年12月31日的余额
$3,302 $598 $1,132 $1,129 $6,161 
就地购买矿物— — — — — 
矿产品销售到位— — — — — 
2023年销售和转让
(866)(153)— (271)(1,290)
扩展和发现248 — — — 248 
价格和成本的净变动(1,582)(379)(444)(464)(2,869)
以前估计的这一期间发生的开发费用277 62 260 138 737 
开发费用的净变化(25)(19)(178)(44)(266)
对先前数量估计数的修订734 74 10 (112)706 
税费净变动179 77 95 142 493 
折扣的增加504 93 — 130 727 
时间和其他方面的变化2 (1)(94)66 (27)
2023年12月31日余额
$2,773 $352 $781 $714 $4,620 
______________________________________

126
目录表
第9项：与会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧
没有。
项目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的评估
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1934年《证券交易法》(下称《交易法》)第13a-15(E)条)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12月31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。
管理层财务报告内部控制年度报告
我们的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们的内部控制旨在根据美国公认会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。所有内部控制系统都有固有的局限性，包括人为错误的可能性以及规避或超越控制的可能性。内部控制系统的设计在一定程度上也是基于管理层的假设和判断。因此，即使是一个有效的内部控制制度，也只能为财务报表的公平列报和编制程序提供合理的保证。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测可能会因为条件的变化而使内部控制变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。
在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》框架，评估了截至本报告期末我们对财务报告的内部控制的有效性。基于评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部控制是有效的，可以为我们的财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据美国公认会计原则为外部目的编制我们的财务报表。
独立注册会计师事务所安永会计师事务所审计了我们在本年度报告10-K表中包含的合并财务报表，该会计师事务所发布了一份截至2023年12月31日财务报告内部控制有效性的证明报告，该报告包含在第8项.财务报表和补充数据中。
第9B项：其他资料
根据1934年《证券交易法》第13(R)节规定的披露

不适用。
127
目录表
其他

没有。
    
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
本项目所需信息以2024年委托书为参考并入本文，委托书将于2023年12月31日后120天内提交美国证券交易委员会。
第11项：高管薪酬
本项目所需信息以2024年委托书为参考并入本文，委托书将于2023年12月31日后120天内提交美国证券交易委员会。
第12项：某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
本项目所需信息以2024年委托书为参考并入本文，委托书将于2023年12月31日后120天内提交美国证券交易委员会。
第13项：建立某些关系和关联交易，以及董事独立性
本项目所需信息以2024年委托书为参考并入本文，委托书将于2023年12月31日后120天内提交美国证券交易委员会。
项目14. 主要会计费用和服务
本项目所需信息以2024年委托书为参考并入本文，委托书将于2023年12月31日后120天内提交美国证券交易委员会。
第四部分
项目15.所有展品、财务报表附表
(a)以下文件作为本报告的一部分提交：
(1)财务报表
作为10-K表格年度报告的一部分提交的财务报表列在第8项合并财务报表的随附索引中。财务报表和补充数据。
(2)财务报表明细表
附表一-简明母公司财务报表
根据规管二零二三年、二零二二年及二零二一年KokenenergyLtd.附属公司（统称“KEL”，“母公司”）债务的协议条款，该等附属公司可能被限制向KEL支付股息、贷款或垫款。第S-X条第5 - 04条附表一要求，当合并子公司的限制性净资产超过最近完成的财政年度末合并净资产的25%时，母公司的简明财务信息必须提交。
KEL的以下简明母公司财务报表是根据规则12 - 04，规则S-X附表I编制的，并包括在此。母公司在其子公司的100%投资已在随附的简明母公司财务报表中使用权益会计基础记录。本简明财务报表应与KoboenergyLtd.及其附属公司的综合财务报表及其附注一并阅读。
128
目录表
除非上下文另有说明，否则术语“Koboya”、“公司”和类似术语是指Koboya Energy Ltd.及其全资子公司。若干过往期间之金额已重新分类，以符合本年度之呈列方式。此类重新分类对我们报告的净收入、流动资产、总资产、流动负债、总负债或股东权益没有影响。
129
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
简明的公司资产负债表
(单位：千，共享数据除外)
 十二月三十一日，
 20232022
资产  
流动资产：  
现金和现金等价物$275 $2,286 
应收衍生工具-关联方— 413 
预付费用和其他752 1,051 
流动资产总额1,027 3,750 
于附属公司之权益投资2,683,656 2,403,785 
递延融资成本，扣除累计摊销净额#美元15,583及$13,263分别于2023年12月31日和2022年12月31日
2,320 4,640 
受限现金305 305 
长期递延税项资产12,050 461 
总资产$2,699,358 $2,412,941 
负债和股东权益 
流动负债： 
应付帐款$12 $14 
应付给子公司的账款152,679 114,312 
应计负债27,650 27,500 
流动负债总额180,341 141,826 
长期债务，净额1,486,680 1,483,267 
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12月31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；504,392,980和500,161,421分别于2023年12月31日和2022年12月31日发布
5,044 5,002 
额外实收资本2,536,621 2,505,694 
累计赤字(1,272,321)(1,485,841)
国库股，按成本价计算，44,263,269股票分别为2023年12月31日和2022年12月31日
(237,007)(237,007)
股东权益总额1,032,337 787,848 
总负债和股东权益$2,699,358 $2,412,941 

130
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
母公司简明营业报表
(单位：千)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
收入和其他收入：   
石油和天然气收入$— $— $— 
其他与收入有关的人士— 75,740 20,307 
总收入和其他收入— 75,740 20,307 
成本和支出：   
一般和行政52,279 44,180 38,810 
与一般和行政追偿有关的当事人(6,048)(3,772)79 
利息和其他融资成本，净额122,773 123,247 98,649 
利息和其他融资成本，净关联方— — (2,446)
衍生工具，净额— 75,740 20,307 
其他费用，净额131 17 (61)
子公司亏损权益(收益)(370,729)(415,546)(57,195)
总成本和费用(201,594)(176,134)98,143 
所得税前收入(亏损)201,594 251,874 (77,836)
所得税支出(福利)(11,926)25,323 — 
净收益(亏损)$213,520 $226,551 $(77,836)

131
目录表
KOSMOS ENERGY LTD.
母公司简明现金流量表
(单位：千)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
经营管理活动   
净收益(亏损)$213,520 $226,551 $(77,836)
将净收益(亏损)与经营活动提供(用于)的现金净额进行调整：
 
子公司亏损权益(收益)(370,729)(415,546)(57,195)
基于股权的薪酬42,693 34,546 31,651 
折旧及摊销6,588 6,359 5,638 
递延所得税(11,589)18,034 — 
其他与收入有关的人士413 (4,353)6,582 
衍生工具公允价值变动— 75,741 20,307 
衍生工具的现金结算— (70,327)(28,363)
债务清偿损失— 192 4,403 
资产和负债变动情况：
应收款减少87 306 134 
预付费用和其他支出（增加）减少额299 (94)(49)
应付/应收关联方减少额37,765 33,214 218,008 
应付账款和应计负债增加(减少)60 (4,159)18,003 
经营活动提供(用于)的现金净额(80,893)(99,536)141,283 
投资活动 
对子公司的投资90,858 104,676 (1,001,494)
投资活动提供(用于)的现金净额90,858 104,676 (1,001,494)
融资活动 
长期债务项下借款— — 100,000 
偿还长期债务— — (200,000)
发行优先票据所得款项净额— — 839,375 
发行普通股的净收益— — 136,006 
分红(166)(655)(512)
其他融资成本
(11,810)(8,892)(9,131)
融资活动提供(用于)的现金净额(11,976)(9,547)865,738 
现金及现金等价物净增(减)(2,011)(4,407)5,527 
期初现金、现金等价物和限制性现金2,591 6,998 1,471 
期末现金、现金等价物和限制性现金$580 $2,591 $6,998 

132
目录表
附表II
科斯莫斯能源有限公司。
估值及合资格账目
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
加法
描述余额1月1日，计入成本和费用记入其他账户准备金扣减余额12月31日
2023
信贷损失准备$7,011 $2,842 $(6)$— $9,847 
递延税项资产准备$312,727 $20,924 $— $— $333,651 
2022
信贷损失准备$5,189 $2,509 $(687)$— $7,011 
递延税项资产准备$318,343 $(5,616)$— $— $312,727 
2021
信贷损失准备$5,675 $1,019 $(1,505)$— $5,189 
递延税项资产准备$288,288 $30,055 $— $— $318,343 
附表一和附表二以外的其他附表已被省略，因为它们不适用，或者所需资料已在合并财务报表或合并财务报表附注中列报。
(3)10件展品
参见第139页的“展品索引”，了解作为本报告一部分提交的展品的描述。
项目16. 表格10-K摘要
无
133
目录表


签名
根据1934年《证券法》第13或15(D)节的要求，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。
 KOSMOS ENERGY LTD.
   
日期：2024年2月26日发信人：/S/尼尔·D·沙阿
尼尔·D·沙阿
高级副总裁和首席财务官
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下注册人以登记人的身份在指定日期签署。
签名标题日期
   
/s/ ANDREW G.英格利斯董事会主席兼首席执行官(首席执行官)2024年2月26日
Andrew G.英格利斯
   
/S/尼尔·D·沙阿高级副总裁和首席财务官(首席财务官)2024年2月26日
尼尔·D·沙阿
   
/s/ RONALD W.玻璃总裁副主任、首席会计官(首席会计官)2024年2月26日
Ronald W.玻璃
   
/s/ ROY A.富兰克林董事2024年2月26日
罗伊·A富兰克林
   
DEANNA L.古德温董事2024年2月26日
迪安娜·L·古德温
   
/S/阿德巴约·O·奥贡莱西董事2024年2月26日
阿德巴约·O·奥甘莱西
   
/S/史蒂文·M·斯特林董事2024年2月26日
史蒂文·M·斯特林
/S/玛丽亚·M·汉森
董事2024年2月26日
玛丽亚·M·汉森
/S/约翰·格兰特爵士
董事2024年2月26日
约翰·格兰特爵士
/S/J.Mike斯迪斯
董事2024年2月26日
J·Mike斯泰兹

134
目录表
展品索引
展品
数		文件说明
 管理文件
3.1 
公司注册证书(于2018年12月28日提交，作为公司表格附件8-K12G-3(文件号：00000-56014)，并通过引用并入本文)。
3.2 
修订和重新制定公司章程(于2022年3月15日提交的公司8-K表格附件3.1(文件编号：0001-35167)，并通过引用并入本文)。
4.1 
普通股证书格式(作为公司2018年12月28日提交的表格8-K12G-3的附件4.1(文件号：8000-56014)，通过引用并入本文)。
4.2 
公司股本说明(作为截至2019年12月31日的公司年度报告10-K表的附件4.2存档，并通过引用并入本文。)
 经营协议
以下列出的某些协议是根据公司自愿遵守国际透明度标准提交的，不是S-K法规第601(B)(10)项中使用的实质性合同。
 加纳
10.1 
GNPC、Kosmos加纳及E.O.集团于二零零四年七月二十二日就加纳西开普省三点区块订立的石油协议(作为本公司于2011年3月3日提交的S-1/A表格注册说明书附件10.1(档案号：333-171700)，并入本文作为参考)。
10.2 
科斯莫斯加纳与E.O.集团于二零零四年七月至二十七日就加纳西开普省三点区块订立的联合经营协议(作为本公司于2011年3月3日提交的S-1/A表格注册说明书附件10.2(档案号：333-171700)，并入本文作为参考)。
10.3 
GNPC、Tullow加纳、Sabre和Kosmos加纳于2006年3月10日就深水塔诺合同区签订的石油协议(作为公司2011年3月3日提交的S-1/A表格注册说明书附件10.3(文件编号：333-171700，并入本文作为参考))。
10.4 
Tullow加纳公司、Sabre石油天然气有限公司和Kosmos加纳公司于2006年8月14日就加纳近海深水塔诺合同区签订的联合运营协议(作为公司于2011年3月3日提交的S-1/A表格注册说明书第10.4号文件(文件编号：333-171700)提交，并通过引用并入本文)。
10.5 
GNPC、Tullow、Kosmos加纳、Anadarko WCTP、Sabre和E.O.Group于2009年7月13日签署的关于位于加纳共和国近海的Jubilee油田单位的单位组建和单位经营协议(作为公司2011年3月3日提交的S-1/A表格注册声明的附件10.6提交(文件编号：333-171700，并入本文作为参考))。
10.6 
2010年12月18日，Kocolan Ghana、加纳国家石油公司和加纳共和国政府之间达成的和解协议（作为2011年4月14日提交的S-1/A表格（文件编号333 - 171700）上的公司注册声明的附件10.32提交，并通过引用并入本文）。
 圣多美和普林西比
10.7 
圣多美和普林西比民主共和国与Equator Exploration STP Block 5 Limited于2012年4月18日签订的关于圣多美海上5号区块的产量分成合同（作为截至2016年3月31日的公司10-Q表季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文）。
10.8 
2014年11月24日，圣多美和普林西比民主共和国与赤道勘探公司STP Block 5 Limited于2012年4月18日签订的关于圣多美海上5号区块的生产分成合同的第1号修正案（作为公司截至2016年3月31日的10-Q表季度报告的附件10.2提交，并以引用方式并入本文）。
10.9 
2015年9月15日，圣多美和普林西比民主共和国与赤道勘探公司STP Block 5 Limited于2012年4月18日签订的关于圣多美海上5号区块的产品分成合同的第2号修正案（作为公司截至2016年3月31日的10-Q表季度报告的附件10.3提交，并以引用方式并入本文）。
10.10 
2016年2月19日，圣多美和普林西比民主共和国、Equator Exploration STP Block 5 Limited和圣多美和普林西比Koopal Energy于2012年4月18日签订的关于圣多美海上5号区块的生产分成合同的第3号修正案（作为公司截至2016年3月31日的10-Q表季度报告的附件10.5提交，并以引用方式并入本文）。
 塞内加尔
135
目录表
展品
数		文件说明
10.11 
2012年1月17日，塞内加尔共和国与Petro-Tim Limited和Societe des Petroles du Senegal签订的Cayar Offshore Profond油气勘探和生产分成合同（作为截至2014年9月30日的公司10-Q表格季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文）。
10.12 
2012年1月17日，塞内加尔共和国与Petro-Tim Limited和Societe des Petroles du Senegal签订的圣路易斯近海油气勘探和生产分成合同（作为截至2014年9月30日的公司10-Q表格季度报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文）。
10.13
BP Indonesia Oil Terminal Investment Limited与Koprene Energy Senegal于2016年12月15日签订的关于Koprene BP Senegal Limited（前身为Normandy Ventures Limited）股份买卖的买卖协议（作为截至2016年12月31日的10-K表格公司年度报告的附件10.31提交，并通过引用并入本文）。
 毛里塔尼亚
10.14 
毛里塔尼亚伊斯兰共和国与毛里塔尼亚Kocolia能源公司（C8区块）于2012年4月5日签订的勘探和生产合同（作为截至2013年9月30日的公司10-Q表格季度报告的附件10.17提交，并通过引用并入本文）。
10.15
毛里塔尼亚伊斯兰共和国与BP毛里塔尼亚投资有限公司、毛里塔尼亚Kobaly能源公司和Societe Mauritania Des Hydrocarbures（BirAllah）于2022年11月7日签订的勘探和生产合同（作为截至2022年12月31日的10-K表格公司年度报告的附件10.16提交，并通过引用并入本文）。
 赤道几内亚
10.16
有关买卖Hess International Petroleum，Inc.股份之股份买卖协议。Hess Equatorial Guinea Investments Limited、Hess Corporation、Kopped Energy Equatorial Guinea、Kopped Energy Operating和Trident Energy E.G. Operations，Ltd.于2017年10月23日签署的协议（作为附件10.43提交至截至2017年12月31日的公司10-K表格年度报告，并以引用方式并入本文）。
10.17
赤道几内亚共和国与Triton赤道几内亚公司关于赤道几内亚共和国海上G区块的产量分成合同。日期为1997年3月26日（作为公司截至2018年3月31日的10-Q表季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文）。
10.18
2000年1月1日，Triton赤道几内亚公司、Energy Africa赤道几内亚有限公司和赤道几内亚共和国矿产和能源部代表的赤道几内亚G海上区块产量分享合同的第1号修正案(作为公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.2存档，并通过引用并入本文)。
10.19
2005年12月15日，由矿业、工业和能源部代表的阿梅拉达·赫斯赤道几内亚、Energy Africa赤道几内亚有限公司和赤道几内亚共和国之间关于赤道几内亚G海上区块的产量分享合同的第2号修正案(作为本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.3存档，并通过引用并入本文)。
10.20
黑斯赤道几内亚、Tullow赤道几内亚有限公司和赤道几内亚共和国矿产和碳氢化合物部代表的赤道几内亚G海上区块产量分享合同的第3号修正案，日期为2017年10月22日(作为本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.4存档，并通过引用并入本文)。
10.21*
2019年2月1日，科斯莫斯-三叉戟赤道几内亚公司、科斯莫斯赤道几内亚公司、图洛赤道几内亚有限公司和赤道几内亚共和国矿产和碳氢化合物部代表之间关于赤道几内亚共和国G近海区块的产量分享合同的第4号修正案。
10.22*
2022年5月5日，赤道几内亚三叉戟公司、科斯莫斯赤道几内亚公司、Panoro赤道几内亚有限公司、几内亚厄瓜多尔石油公司和赤道几内亚共和国矿产和碳氢化合物部之间关于赤道几内亚G近海区块的产量分享合同的第5号修正案。
10.23
赤道几内亚共和国、几内亚厄瓜多尔de Petroleos和科斯莫斯能源赤道几内亚于2017年10月10日签订的关于赤道几内亚共和国近海EG-21区块的产量分享合同(作为本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.5存档，并通过引用并入本文)。
136
目录表
展品
数		文件说明
10.24
赤道几内亚共和国、几内亚厄瓜多尔石油公司和科斯莫斯能源公司于2017年10月10日签订的赤道几内亚共和国近海S区块的产量分享合同(作为本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.6存档，并入本文作为参考)。
10.25
赤道几内亚共和国、几内亚厄瓜多尔de Petroleos和赤道几内亚奥菲尔赤道几内亚(EG-24)有限公司于2017年10月签订的关于赤道几内亚近海EG-24区块的产量分享合同(作为本公司截至2018年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1存档，并通过引用并入本文)。
10.26
赤道几内亚共和国、几内亚厄瓜多尔de Petroleos、Panoro EG勘探有限公司和科斯莫斯能源赤道几内亚之间于2023年2月17日签订的关于赤道几内亚近海EG-01区块的产量分享合同(作为公司截至2023年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.1提交，通过引用并入本文)。
大Tortue Ahmeyim
10.27††
法国兴业银行有限公司、BP毛里塔尼亚投资有限公司、Kosmos Energy Investments Limited、塞内加尔石油公司、BP塞内加尔投资有限公司、Kosmos Energy Investments Limited和BP Gas Marketing Limited于2020年2月11日签署了一份长期销售和购买液化天然气的协议(作为公司截至2019年12月31日的年度报告10-K表格的附件10.46提交，并通过引用并入本文)。
 融资协议
10.28 
本公司于2019年4月4日发行日期为2019年4月4日的契约，担保人姓名为：受托人、转让代理人、登记员及付款代理人为威尔明顿信托公司，卢森堡国际银行为卢森堡上市代理人、转让代理人及付款代理人(包括票据形式)(于本公司于2019年4月4日提交的8-K表格(档案号：0001-35167)中作为附件4.1存档，并入本文作为参考)。
10.29
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、科斯莫斯能源发展公司、科斯莫斯能源加纳公司、科斯莫斯能源公司、毛里塔尼亚科斯莫斯能源公司、科斯莫斯能源赤道几内亚公司、科斯莫斯能源投资塞内加尔有限公司、法国巴黎银行和渣打银行于2018年2月5日签署的关于融资协议的修订和重述契据(该协议作为公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.10提交，以供参考)。
10.30
修订和重新签署了日期为2018年8月6日的循环信贷融资协议，该协议由Kosmos Energy Ltd.作为原始借款人、其中列出的若干子公司作为担保人、ING Bank N.V.作为融资代理、法国农业信贷银行作为担保和债权人间代理、以及其中列出的金融机构作为贷款人(作为本公司于2018年8月7日提交的当前8-K报表(文件编号001-35167)的附件1.1提交，并通过引用并入本文)。
10.31††
高级担保定期贷款信贷协议，日期为2020年9月30日，由Koboenergy Ltd.，Kokenergy GoM Holdings，LLC、Kokenergy Gulf of Mexico Operations，LLC、其中指定的其他担保人、其中指定的初始贷款人和CLMG CORP作为定期贷款抵押代理和行政代理（作为附件10.5提交至公司截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告，并以引用方式并入本文）。
10.32
于二零二一年三月四日与本公司、其内列名的担保人、受托人、付款代理、过户代理及登记处的全国协会Wilmington Trust及卢森堡上市代理、卢森堡付款代理及卢森堡过户代理的卢森堡国际银行订立的契约。(作为公司当前报告的附件4.1于2021年3月4日提交的Form 8-K(文件号001-35167)，通过引用并入本文)。
10.33
修订和重新签署的融资协议，由Kosmos Energy Finance International、Kosmos Energy Operating、Kosmos Energy International、Kosmos Energy Development、Kosmos Energy加纳HC、Kosmos Energy赤道几内亚、ABSA Bank Limited、法国农业信贷银行企业和投资银行、ING比利时SA/NV、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、渣打银行及SMBC Bank International PLC签订(该协议作为公司截至2021年6月30日的季度10-Q表格的附件10.1提交，以供参考)。
10.34
科斯莫斯能源有限公司、其中指名的担保人和作为受托人、付款代理、转让代理和登记员的全国协会威尔明顿信托公司签订的日期为2021年10月13日的契约(作为本公司于2021年10月13日提交的8-K表格(文件编号001-35167)的附件1.1存档，并通过引用并入本文)。
10.35
科斯莫斯能源有限公司于2021年10月26日签署的担保人契约，受托人、付款代理、转让代理和登记员为全国协会威尔明顿信托公司，卢森堡上市代理、卢森堡付款代理和卢森堡转让代理的卢森堡国际银行(作为本公司于2021年10月26日提交的8-K报表的附件4.1(文件编号001-35167)存档，并通过引用并入本文)。
137
目录表
展品
数		文件说明
10.36
科斯莫斯能源有限公司、其中指定的担保人以及作为受托人、付款代理、转让代理和登记员的威尔明顿信托全国协会签署的日期为2022年2月25日的补充契约(作为公司截至2021年12月31日的年度报告10-K表的附件10.56提交，并通过引用并入本文)。
10.37
一份日期为2022年3月31日的循环信贷融资协议，由Kosmos Energy Ltd.作为原始借款人，其若干附属公司作为担保人，ING Bank N.V.作为融资代理，法国农业信贷银行作为担保和债权人间代理，以及其中所列金融机构作为贷款人(作为本公司截至2022年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文)。
10.38
修订和重新签署的融资协议，修订日期为2022年11月23日，其中包括：Kosmos Energy Finance International、Kosmos Energy Operating、Kosmos Energy International、Kosmos Energy Development、Kosmos Energy加纳HC、Kosmos Energy赤道几内亚、Kosmos赤道几内亚公司、Kosmos International Petroleum，Inc.、ABSA Bank Limited、法国农业信贷银行企业和投资银行、荷兰国际集团比利时公司/NV、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 Bank International PLC(作为公司截至2022年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.37提交，并通过引用并入本文)。
10.39
于2022年11月23日修订的循环信贷融资协议，由Kosmos Energy Ltd.作为原始借款人，其若干附属公司作为担保人，南非标准银行有限公司作为融资代理，法国农业信贷银行作为担保和债权人间代理，以及其中所列的金融机构作为贷款人(作为本公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格附件10.38提交，并通过引用并入本文)。
10.40
修订和重新签署的融资协议，修订日期为2023年10月19日，其中包括：Kosmos Energy Finance International、Kosmos Energy Operating、Kosmos Energy International、Kosmos Energy Development、Kosmos Energy加纳HC、Kosmos Energy赤道几内亚、Kosmos Energy加纳Investments、Kosmos Energy加纳Holdings Limited、Kosmos赤道几内亚公司、Kosmos International Petroleum，Inc.、ABSA Bank Limited、法国农业信贷银行、荷兰国际集团、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 Bank International PLC(作为公司截至2023年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入Herin)。
 与股东和董事的协议
10.41 
董事赔偿协议表(作为公司2011年4月14日提交的注册说明书附件S-1/A(档案号：333-171700，并入本文以供参考))。
10.42 
股东协议，日期为二零一一年五月十日，由Kosmos Energy有限公司及其其他签署方签署(作为本公司截至2012年12月31日止年度10-K表格的年报附件9.1存档，并以引用方式并入本文)(“股东协议”)。
10.43 
经修订及重订的注册权协议，日期为二零零九年十月七日，由Kosmos Energy Holdings及其其他签署方签订(作为本公司截至2012年12月31日止年度报告10-K表格的附件10.32存档，并在此并入作为参考)。
10.44 
科斯莫斯能源有限公司及其其他签署方于二零一一年五月十日签订的注册权协议(作为本公司截至二零一二年十二月三十一日止年度的10-K表格年报附件110.33存档，并以参考方式并入本文)。
10.45 
日期为二零一三年二月八日的科斯莫斯能源有限公司及其其他签署方之间的注册权协议修正案第10.1号修正案(作为本公司截至2012年12月31日止年度的10-K表格年报附件10.34存档，并以引用方式并入本文)。
 管理合同/补偿计划或安排
10.46†
长期激励计划(2011年5月16日提交的S-8表格(文件编号：333-174234)作为公司注册说明书附件99.1提交，并通过引用并入本文)。
10.47†
长期激励计划(自2015年1月23日起修订并重述)(作为公司2015年10月2日提交的S-8表格(文件编号333-207259)注册说明书的附件99提交，并通过引用并入本文)。
10.48†
长期激励计划(截至2017年1月23日修订和重述)(作为公司截至2016年12月31日的年度报告10-K表的附件10.64提交，并通过引用并入本文)。
10.49†
长期激励计划(截至2018年3月27日修订并重述)(作为2018年11月15日提交的公司注册说明书S-8表格(文件编号333-207259)的附件99提交，并通过引用并入本文)。
138
目录表
展品
数		文件说明
10.50†
长期激励计划(截至2021年4月20日修订并重述)(作为2021年6月9日提交的公司注册说明书S-8号文件(文件编号333-256933)的附件99提交，并通过引用并入本文)。
10.51†
长期激励计划(截至2023年4月25日修订并重述)(作为2023年6月9日提交的公司注册说明书S-8号文件(文件编号333-272562)的附件99提交，并通过引用并入本文)。
10.52†
年度奖励计划(2011年3月30日提交的公司注册说明书附件S-1/A(文件编号：333-171700)，通过引用并入本文)。
10.53†
限制性股票奖励协议表格(服务归属)(作为公司截至2014年12月31日年度报告10-K表格的附件10.50存档，并通过引用并入本文)。
10.54†
限制性股票奖励协议表格(业绩归属)(作为公司截至2014年12月31日年度报告10-K表格的附件10.51存档，并通过引用并入本文)。
10.55†
RSU奖励协议表(服务归属)(作为公司截至2014年12月31日的年度报告10-K表的附件10.52提交，并通过引用并入本文)。
10.56†
RSU奖励协议表(业绩归属)(作为公司截至2015年3月31日的季度报告10-Q表的附件10.13提交，并通过引用并入本文)。
10.57†
董事表格RSU奖励协议(服务归属)(作为公司截至2014年12月31日年度报告10-K表格的附件10.54提交，并通过引用并入本文)。
10.58†
董事奖励协议表格(可选股份)(作为本公司截至2021年12月31日年度报告10-K表格的附件10.73提交，并通过引用并入本文)。
10.59†
科斯莫斯能源有限责任公司和Jason Doughty于2011年9月1日发出的邀请函(作为公司截至2014年6月30日的季度报告10-Q表的附件10.1提交，并通过引用并入本文)。
10.60†
科斯莫斯能源有限责任公司和Christopher Ball之间的邀请函，日期为2013年5月22日(作为公司截至2014年6月30日的季度报告FORM 10-Q的附件110.2提交，并通过引用并入本文)。
10.61†
科斯莫斯能源有限责任公司和Andrew Inglis于2014年1月10日发出的要约信(作为公司截至2013年12月31日的年度报告10-K表的附件110.58提交，并通过引用并入本文)。
10.62†
Kocolate Energy Gulf of Mexico，LLC与Richard R. Clark于2018年8月3日提交（作为公司截至2019年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.3提交，并以引用方式并入本文）。
10.63†
KobaltEnergy Ltd.美国员工的控制离职政策变更（截至2022年1月19日修订和重述）（作为附件10.81提交至公司截至2021年12月31日的10-K表格年度报告，并通过引用并入本文）。
10.64†
要约函，日期为2019年11月12日，KobaltEnergy，LLC和Ronald Glass（作为附件10.73提交至截至2019年12月31日的公司10-K表格年度报告，并以引用方式并入本文）。
10.65†
要约函，日期为2019年11月12日，Koomba Energy，LLC和Neal D. Shah（作为附件10.1提交至公司截至2020年6月30日的季度10-Q表格季度报告，并以引用方式并入本文）。
10.66†
Kooper-Energy递延补偿计划（2017年2月1日生效）（作为附件10.2提交至公司截至2017年6月30日的10-Q表季度报告，并通过引用并入本文）。
深湾能源收购
10.67
DGE集团系列控股有限责任公司及其三个指定系列中的每一个系列，DGE集团系列控股有限责任公司系列I，DGE集团系列控股有限责任公司系列II，DGE集团系列控股有限责任公司系列III，以及Kocean Energy Gulf of Mexico，LLC之间的证券购买协议，日期为8月3日，2018年（作为2018年11月5日提交的公司10-Q表格季度报告（文件编号001-35167）的附件10.1提交，并通过引用并入本文）。
阿纳达科WCTP收购
10.68
股份购买协议日期为2021年10月13日之间的Kobarn能源加纳控股有限公司和阿纳达科离岸控股公司，LLC（作为附件2.1提交给公司的当前报告的表格8-K提交2021年10月13日（文件编号001-35167），并通过引用并入本文）。
 其他展品
139
目录表
展品
数		文件说明
10.69††
壳牌海上上游南非有限公司与南非Koppel能源有限公司于2020年9月8日签订的关于南非海上3013和3113区块（北角超深）的资产销售协议（作为截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文）。
10.70††
股份买卖协议，涉及KE Namibia Company、KE STP Company和KE Suriname Company的股份买卖，日期为2020年9月8日，由Koprene Energy Operating、Koprene Energy Holdings和B. V. Dordtsche Petroleum Maatschappij签署。（作为附件10.2提交至公司截至2020年9月30日的季度10-Q表格季度报告，并以引用方式并入本文）。
10.71††
投资组合协议，日期为2020年9月8日，由KobaltEnergy Operating和B. V. Dordtsche Petroleum Maatschappij（作为附件10.3提交给公司截至2020年9月30日的季度10-Q表格季度报告，并通过引用并入本文）。
10.72
母公司担保协议，日期为2020年9月30日，由Koboenergy Ltd.和CLMG CORP.签署，涉及Koboenergy Ltd.之间的高级担保定期贷款信贷协议，日期为2020年9月30日，Kokenergy GoM Holdings，LLC、Kokenergy Gulf of Mexico Operations，LLC和CLMG CORP（作为截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.4提交，并以引用方式并入本文）。
14.1 
《商业行为和道德准则》（作为附件14.1提交至公司截至2011年12月31日的10-K表格年度报告，并通过引用并入本文）。
21.1*
子公司名单。
23.1*
Ernst & Young LLP的同意。
23.2*
莱德斯科特公司同意，L.P.
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。
97.1†*
Kosmos Energy Ltd.财务重述补偿补偿政策(2023年10月2日生效).
99.1*
莱德斯科特公司报告，L.P.
101.INS*XBRL实例文档。
101.Sch*XBRL分类扩展架构文档。
101.卡尔*XBRL分类扩展计算链接库文档。
101.实验所*XBRL分类扩展标签Linkbase文档。
101.前期*XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。
101.定义*XBRL分类扩展定义Linkbase文档。
___________________________________
*在此提交的文件。
**随函提供的表格。
† 管理合同或补偿计划或安排。
根据法规S-K第601（b）项，本附件的某些机密部分已被省略，因为已确定的机密部分（i）不重要，（ii）如果公开披露将对竞争造成损害。

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