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目錄表
美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
(標記一) 
☒根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節提交的年度報告
截至本財政年度止12月31日, 2023
☐根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節提交的過渡報告
對於從日本到日本的過渡期，日本將從日本過渡到日本。
委託文件編號：001-35167
kos_logo.jpg
科斯莫斯能源有限公司。
(註冊人的確切姓名載於其章程)
特拉華州 98-0686001
(述明或其他司法管轄權 (税務局僱主
公司或組織) 識別號碼)
公園裏8176號
達拉斯,德克薩斯州75231
(主要執行辦公室地址)(郵政編碼)
註冊人的電話號碼，包括區號：+1 214445 9600
根據該法第12(B)節登記的證券：
每個班級的標題交易符號在其註冊的每個交易所的名稱：
普通股面值0.01美元科斯紐約證券交易所
倫敦證券交易所
根據該法第12(G)節登記的證券：無
用複選標記表示註冊人是否為證券法規則第405條所定義的知名經驗豐富的發行人。是 ☒*不是。☐
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。是☐  不是 ☒
用複選標記表示註冊人是否：(1)在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短期限內)提交了1934年《證券交易法》第13或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內一直遵守此類提交要求。是 ☒*不是。☐
通過勾選標記確認註冊人是否在過去12個月內（或註冊人需要提交和發佈此類文件的較短時間內）以電子方式提交併在其公司網站上發佈了根據法規S-T（本章第232.405條）第405條要求提交和發佈的每個交互式數據文件（如有）。 是 ☒*不是。☐
如果本文件中未包含根據法規S-K第405項（本章第229.405節）披露的違約申報人，且據註冊人所知，本文件中也不會包含通過引用方式納入本表格10-K第三部分或本表格10-K任何修正案的最終委託書或信息聲明，請勾選。 ☒
請勾選註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、小型申報公司還是新興成長型公司。參見《交易法》第12條b-2款中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“小型申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
大型加速文件服務器☒ 加速文件管理器☐
 
非加速文件服務器☐ 規模較小的報告公司☐
(不要檢查是否有規模較小的報告公司)  
  新興成長型公司☐
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐

用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐

目錄表
勾選註冊人是否為空殼公司（如交易法第12 b-2條所定義）。是的 ☐*不是。☒
非關聯公司持有的有投票權和無投票權普通股的總市值（基於註冊人最近完成的第二財政季度最後一個營業日的註冊人普通股每股收盤價）為$2,698,047,415.
截至2024年2月22日，註冊人的流通普通股數量為 471,502,543.


以引用方式併入的文件
第三部分，第10-14項，通過引用納入了年度股東大會的委託書，該委託書將於2023年12月31日後不遲於120天提交給證券交易委員會。
以前向美國證券交易委員會提交的某些證據通過引用併入本報告的第四部分。

目錄表
目錄
除本報告另有説明外，凡提及“科斯莫斯”、“我們”、“我們”或“本公司”，均指科斯莫斯能源有限公司及其子公司。此外，從第4頁開始，我們在《詞彙和精選縮略語》中為本報告中使用的一些行業術語提供了定義。
  頁面
 
詞彙表和精選縮寫
4
 
關於前瞻性陳述的警告性聲明
8
 
第一部分
 
第1項。
業務
10
項目1A.
風險因素
35
項目1B。 
未解決的員工意見
61
項目1C。 
網絡安全
61
第2項。
屬性
61
第3項。
法律訴訟
61
第4項。
煤礦安全信息披露
61
 
第II部
 
第5項。
註冊人普通股、相關股東事項和發行人購買股權證券的市場
62
第6項。
選定的財務數據
64
第7項。
管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析
65
項目7A。
關於市場風險的定量和定性披露
77
第8項。 
財務報表和補充數據
80
第9項。
會計與財務信息披露的變更與分歧
127
項目9A。 
控制和程序
127
項目9B。
其他信息
127
項目9C。
關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
128
 
第三部分
 
第10項。
董事、高管與公司治理
128
第11項。
高管薪酬
128
第12項。
某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項
128
第13項。
某些關係和相關交易，以及董事的獨立性
128
第14項。
首席會計費及服務
128
 
第四部分
 
第15項。
展示、財務報表明細表
128
項目16.
表格10-K摘要
133
3
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
詞彙和部分縮略語
以下是本報告中可能使用的某些術語的縮寫和定義。除非下文列出，否則法規S-X第4 - 10（a）條中的所有定義術語應具有其法定含義。
“二維地震數據”二維地震數據，作為解釋數據，允許查看遠景區下方的垂直橫截面。
“三維地震數據”三維地震數據，用作描述三維地下地層的地球物理數據。3D地震數據通常提供比2D地震數據更詳細和準確的地下地層的解釋。
“ANP-STP”聖多美和普林西比國家石油公司。
“API”一種比重標度，用度表示，表示各種石油液體的相對密度。比例與密度成反比。因此，較輕的石油液體將比較重的石油液體具有更高的API。
“ASC”財務會計準則委員會會計準則編纂。
“亞利桑那州立大學”財務會計準則委員會會計準則更新。
“桶”或“Bbl”石油體積的一種標準計量單位，相當於華氏60度時約42加侖。
“BBbl”十億桶石油。
“BBoe”10億桶油當量。
“bcf”十億立方英尺。
“boe”桶油當量。使用6,000立方英尺天然氣對1桶石油的換算係數將天然氣體積轉換為石油桶。
“BOEM”海洋能源管理局。
“Boepd”每天桶油當量。
《波普》每天的石油產量。
“BP”BP P.L.C.及相關子公司。
“Bwpd”每天一桶水。
“企業革命者”
於2022年3月31日之前，本術語指日期為2012年11月23日(經修訂或不時修訂及重述)的循環信貸安排協議，而於2022年3月31日或之後，本術語指日期為2022年3月31日(經修訂或不時修訂及重述)的新循環信貸安排協議。
“新冠肺炎”冠狀病毒病2019年。
“債務覆蓋率”對於每個適用的計算日期，“債務覆蓋率”被廣泛定義為(X)長期債務總額減去現金和現金等價物以及限制性現金，與(Y)本公司前12個月的EBITDAX合計(見下文)的比率。
“發達的土地面積”分配給或可分配給生產井或能夠生產的井的英畝數。
“發展”通過鑽探開發井和安裝適當的生產系統使油田或天然氣田投產的階段。
“DST”鑽桿測試。
“乾井”或“不成功井”尚未遇到預計將大量生產的含油氣儲集層的井。
“DT”深水塔諾。
“EBITDAX”淨收益(虧損)加上(一)勘探費用，(二)損耗、折舊和攤銷費用，(三)股權補償費用，(四)商品衍生品未實現(收益)虧損(減去已實現虧損，再加上已實現收益)，(五)出售石油和天然氣資產的虧損，(六)利息(收入)費用，(七)所得税，(八)債務清償損失，(Ix)壞賬支出和(X)管理層認為影響經營業績可比性的類似其他重大項目。
《ESG》環境、社會和治理。
“ESP”電動潛水泵。
4
目錄表
“E&P”勘探和生產。
“設施”2011年3月28日的設施協議(經修訂或不時修訂和重述)。
“財務會計準則委員會”財務會計準則委員會。
“自耕農”一方當事人從該權益的所有人那裏獲得參與權益的一部分的協議，通常以現金和/或由受讓人承擔一部分未來費用或其他履約作為轉讓的條件。
“外判”參與權益的所有者同意以現金和/或受讓人承擔部分未來費用和/或其他工作作為轉讓條件，將其在區塊中的參與權益的一部分轉讓給另一方的協議。
“饋送”前端工程設計。
“田野壽險覆蓋率”
對於每個適用的預測期，“實地壽命覆蓋率”被廣義定義為(X)消耗現金流淨額的預測淨現值加上與加納和赤道幾內亞資產有關的某些資本支出的預測淨現值與(Y)融資機制下未償還貸款總額的比率。
“FLNG”浮式液化天然氣。
《FPS》浮式生產系統。
“浮式生產儲油船”浮式生產、儲存和卸油船。
“公認會計原則”美國的公認會計原則。
“GEPetrol”赤道幾內亞石油公司。
“温室氣體”温室氣體。
《GJFFDP》大禧年全油田開發計劃。
“GNPC”加納國家石油公司。
“GO M定期貸款”2020年9月30日的優先擔保定期貸款信貸協議。
《更大的託爾圖·阿梅伊姆》Ahmeyim和Guembeul的發現。
“GTA UUOA”涵蓋大Tortue Ahmeyim單位的單位化和單位業務協定。
“HLS”濃鬱的路易斯安那州甜酒。
《延禧UUOA》涵蓋禧年單位的單位化和單位運營協議。
“利息保障比率”對於每個適用的計算日期，“利息覆蓋比率”被廣泛定義為(X)本公司前12個月的EBITDAX合計(見上文)與(Y)本公司前12個月的利息支出減去利息收入的比率。
“液化天然氣”液化天然氣。
“貸款壽險比率”
對於每個適用的預測期，“貸款使用年限比率”的廣義定義是：(X)截至貸款機制最終到期日的預測淨現金流量淨現值，加上與加納和赤道幾內亞資產有關的預測資本支出淨現值與貸款機制下未償還貸款總額的比率(Y)。
“LIBOR”
倫敦銀行間同業拆借利率
“倫敦政治經濟學院”倫敦證券交易所。
“LTIP”長期激勵計劃。
“MBbl”上千桶石油。
“MBoe”一千桶油當量。
《麥克福》1000立方英尺的天然氣。
《Mcfpd》每天1000立方英尺的天然氣。
“MMBbl”百萬桶石油。
“MMBoe”百萬桶油當量。
《MMBtu》百萬英熱單位。
《MMcf》百萬立方英尺的天然氣。
5
目錄表
《MMcfd》每天百萬立方英尺的天然氣。
《MMtpa》每年百萬公噸。
“天然氣液體”或“NGL”以液體的形式從氣體狀態中分離出來的天然氣成分。這些物質包括丙烷、丁烷和乙烷等。
“淨債務”長期債務總額減去現金和現金等價物以及限制性現金總額。
“紐約證券交易所”紐約證券交易所。
“石油合同”一種合同，其中碳氫化合物的所有者給予勘探和勘探公司臨時和有限的權利，包括在租賃區勘探、開發和生產碳氫化合物的獨家選擇權。
“石油系統”石油系統由有機物質組成，這些物質被埋在足夠深的地方，以便有足夠的温度和壓力排出碳氫化合物，並使石油和天然氣從其形成的地區運動到可以聚集的儲集巖。
“發展計劃”或“PoD”概述開發油田所要採取的步驟的書面文件。
“生產井”一口勘探井或開發井，能夠生產足夠數量的石油或天然氣，以證明作為石油或天然氣井完井的合理性。
“潛在客户”一種可能含有碳氫化合物的潛在圈閉，並得到地質和地球物理數據的必要數量和質量的支持，以表明石油和/或天然氣聚集的可能性。要使一個勘探區發揮作用，就必須具備五個必要的要素（生、運移、儲層、封閉和圈閉），如果其中任何一個要素都不具備，那麼石油和天然氣都不可能存在，至少不可能有商業規模。
“探明儲量”地質和工程數據以合理的確定性證明，在現有經濟和操作條件下，未來幾年可從已知儲層中經濟開採的原油、天然氣和天然氣液體的估計數量，以及通過SEC法規S-X 4 - 10（a）（2）中定義的經確認的改進開採技術預計可獲得的額外儲量。
“探明開發儲量”通過現有的井、設施和現有的作業方法，預計可以開採的探明儲量。
“探明未開發儲量”預計將從未來的油井和設施中開採的探明儲量，包括未來的提高採收率項目，這些項目在以前對提高採收率項目表現出良好反應的油藏中具有高度的確定性。
“RSC”萊德斯科特公司，L.P.
“SOFR”
有擔保的隔夜融資利率
“美國證券交易委員會”證券交易委員會
“7.125%優先票據”優先債券2026年到期，年息率7.125。
“7.750釐優先債券”優先債券2027年到期，年息率7.750。
“7.500釐優先債券”優先債券2028年到期，年息率7.500。
《貨架邊際》由於沉積盆地的充填而引起的海岸線方向變化所形成的路徑。
“殼牌”荷蘭皇家殼牌及相關子公司。
“SMH”毛裏塔尼亞石油天然氣公司
“地層學”沉積學研究沉積巖層的組成、相對年齡和分佈的學科
“地層圈閉”地層圈閉是由巖石性質的變化形成的，而不是巖石的斷層或褶皺，而石油是通過上覆巖石的孔隙度和滲透率的變化而保持不變的。
“結構性陷阱”地球次表層的一種地形地貌，形成於巖層的高點。這有利於油氣在地層中的聚集。
“構造-地層圈閉”構造-地層圈閉是具有構造和地層特徵的複合型圈閉。
6
目錄表
“潛水扇”一種在深水環境中形成的扇形沉積物，在這種環境中，沉積物通過質量流、重力誘導的過程從淺水向深水輸送。這些系統通常發育在沉積盆地的底部或大河的末端。
“標記GSA”十個聯合天然氣-天然氣銷售協議。
“十”Tweneboa，Enyenra和Ntomme
“三向斷層陷阱”一種構造圈閉，其中至少有一個閉合成分是通過斷層上的巖層偏移而形成的。
“Tortue第一階段 水療中心“
長期銷售和購買液化天然氣的大Tortue Ahmeyim協議。
《陷阱》一種適合於含有碳氫化合物的巖石結構，由相對不透水的地層封閉，碳氫化合物不會通過該地層遷移。
“三叉戟”三叉戟能源。
“未開發的土地面積”未鑽探或完成油井以允許生產商業數量的天然氣和石油的租賃面積，無論此類面積是否包含已探明的資源。
“WCTP”西開普省三分。
7
目錄表
關於前瞻性陳述的警告性聲明
這份10-K表格的年度報告包含估計和前瞻性陳述，主要是在“第1項”中。商業，”第1A項。風險因素”和“第7項。管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析。我們的估計和前瞻性陳述主要基於我們對未來事件和趨勢的當前預期和估計，這些事件和趨勢影響或可能影響我們的業務和運營。雖然我們認為這些估計和前瞻性陳述是基於合理的假設，但它們受到一些風險和不確定性的影響，並且是根據我們目前掌握的信息做出的。除了我們在10-K表格年度報告中描述的因素外，許多重要因素可能會對我們的業績產生不利影響，如前瞻性陳述所示。閣下應完整閲讀本年度報告（表格10-K）及本公司已提交作為本年度報告附件的文件，並瞭解本公司的實際未來業績可能與本公司的預期有重大差異。我們的估計和前瞻性陳述可能會受到以下因素的影響：
•潛在的區域或全球經濟衰退、通脹壓力和其他變化的宏觀經濟狀況對我們和整體商業環境的影響;
•俄羅斯在烏克蘭的戰爭和中東地區潛在的不穩定的影響，以及這些事件對整個石油和天然氣行業的影響，包括石油，天然氣和NGL價格以及運營和資本支出的波動性增加;
•我們發現、獲得或獲得其他發現和前景的能力，以及從我們現有的發現和前景中成功開發和生產的能力;
•對我們的石油和天然氣數據進行估計所固有的不確定性;
•成功實施我們和我們的區塊合作伙伴的勘探、開發和鑽井計劃;
•預計和目標資本支出及其他成本、承諾和收入;
•終止或幹預我們經營所在國家的政府（或其各自的國家石油公司）或任何其他聯邦、州或地方政府或機構授予我們的特許權、權利或授權;
•我們對主要管理人員的依賴以及我們吸引和留住合格技術人員的能力;
•獲得融資和遵守可提供此種融資的條件的能力;
•石油、天然氣和NGL價格的波動性，以及我們以商業上合理的條款實施對衝以應對此類波動性的能力;
•圍繞我們的發現和前景開發適當的基礎設施和運輸的可用性、成本、功能和可靠性;
•鑽機、生產設備、供應品、人員和油田服務的可用性和成本;
•其他競爭壓力；
•石油和天然氣業務固有的潛在責任，包括鑽井和生產風險以及其他業務和環境風險和危害;
•當前和未來政府對石油和天然氣行業的監管，適用的貨幣/外匯部門或對某些國家或政權的投資或與某些國家或政權做生意的能力的監管;
•遵守法律法規的成本;
•環境、健康和安全或氣候變化或温室氣體法律、法規和行政命令的變更或新的變更，或這些法律、法規和行政命令的實施或解釋;
•我們經營所在司法管轄區的主權邊界爭端的不利影響;
•環境責任；
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目錄表
•地質、地球物理等技術和作業問題，包括鑽井和油氣生產加工；
•軍事行動、內亂、疾病爆發、恐怖主義行為、戰爭或禁運；
•足夠的保險範圍的成本和可獲得性，這種保險範圍是否足以充分減輕潛在的損失，以及我們的保險公司是否履行了我們的保險協議規定的義務；
•我們易受惡劣天氣事件的影響，包括但不限於熱帶風暴和颶風，以及氣候變化的實際影響；
•我們根據管理我們的債務的協議履行義務的能力；
•債務融資和再融資的可獲得性和成本；
•在我們的套期保值交易、信用證、履約保證金和其他擔保債務中需要不時過賬的抵押品金額；
•我們有能力以商業上合理的條款獲得擔保或履約保證；
•我們可能受到或涉及的任何法律程序、仲裁或調查的結果；
•我們在風險管理活動方面的成功，包括使用衍生金融工具對衝商品和利率風險；以及
•“第1項”中討論的其他風險因素。本年度報告的10-K表格中的“風險因素”部分。
“相信”、“可能”、“將”、“目標”、“估計”、“繼續”、“預期”、“打算”、“預期”、“計劃”以及類似的詞語旨在識別估計和前瞻性陳述。估計和前瞻性陳述僅在作出之日發表，除非法律要求，否則我們不承擔因新信息、未來事件或其他因素而更新或審查任何估計和/或前瞻性陳述的義務。估計和前瞻性陳述涉及風險和不確定因素，不是對未來業績的保證。由於上述風險和不確定性，本年度報告中討論的估計和前瞻性表述可能不會發生，我們未來的業績和表現可能與這些前瞻性表述中表述的結果存在實質性差異，原因包括但不限於上述因素。由於這些不確定性，您不應過度依賴這些前瞻性陳述。
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目錄表
第一部分
第1項：國際業務

一般信息

Kosmos是一家專注於大西洋近海邊緣的全週期、深水、獨立的石油和天然氣勘探和生產公司。我們的主要資產包括加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣的海上生產，以及毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的世界級天然氣項目。我們還在赤道幾內亞和美國墨西哥灣開展了一個經過驗證的盆地勘探項目。Kosmos在紐約證券交易所和倫敦證券交易所上市，股票代碼為KOS。
Kosmos成立於2003年，目的是在西非勘探不足或被忽視的地區發現石油。在其相對短暫的歷史中，我們於2007年發現了加納近海的Jubilee油田，並於2015年發現了Greater Tortue Ahmeyim油田(其中包括2015年和2016年分別在毛裏塔尼亞和塞內加爾近海發現的Ahmeyim和Guembeul-1發現井)，成功地開闢了兩個新的碳氫化合物盆地。Jubilee是2007年世界上發現的最大的石油發現之一，也被認為是那個十年期間發現的西非近海最大的發現之一。Greater Tortue Ahmeyim發現的天然氣是2015年全球最大的天然氣發現之一，也是西非有史以來最大的海上天然氣發現之一。
在過去的幾年裏，我們的業務戰略已經演變為專注於通過加密鑽井和油井工作、基礎設施主導的勘探以及增值收購來提高產量。這一戰略演變最初得益於我們於2017年收購赤道幾內亞近海的Ceiba油田和Okume Complex資產，以及獲得周邊勘探許可證，並在2018年收購在美國墨西哥灣運營的深水公司Deep Bay Energy，進一步增強了我們的生產、開採和基礎設施主導的勘探能力。最近，我們分別於2021年和2023年在美國墨西哥灣發現了臨冬城和提比略，展示了這種以基礎設施為主導的勘探戰略。我們已經展示了增值收購戰略，2021年收購了Jubilee和加納近海10個油田的額外權益，2022年收購了美國墨西哥灣的Kodiak和Winterfell油田，2023年收購了塞內加爾的Yakaar和Teranga油田。

我們的業務戰略
作為一家全週期的深水勘探和勘探公司，我們的使命是通過嚴格的資本配置和最佳的投資組合管理，安全地從充滿機會的投資組合中交付生產和自由現金流，以造福於我們的股東和利益相關者。作為一家負責任的公司，我們正在努力供應當今世界所需的能源，尋找和開發負擔得起的更清潔的能源，以推動能源轉型，併成為東道國的一股向善的力量。

我們的業務戰略旨在通過專注於三個關鍵目標來完成這一使命：(1)最大化我們生產資產的價值；(2)通過高效的評估、開發和開採，將我們已發現的資源向項目審批方向發展，並轉化為已探明的儲量、產量和現金流；以及(3)通過在已探明的盆地或收購中實施高效的低成本勘探計劃，增加新的低碳資源。我們專注於增加赤道幾內亞、加納和美國墨西哥灣生產資產的產量、現金流和儲量，並執行我們在美國墨西哥灣和赤道幾內亞的評估和開發工作。在毛裏塔尼亞和塞內加爾，我們正在推進我們的Greater Tortue Ahmeyim開發，目標是在2024年第三季度為項目第一階段開發第一批天然氣，同時推進開發第二階段，並推進塞內加爾的Yakaar和Teranga發現以及毛裏塔尼亞的BirAllah和Orca發現的分階段開發概念。此外，我們的投資組合包含基礎設施主導的勘探前景的清單，我們計劃繼續成熟併為未來的鑽探和開發提供高品位，使我們能夠在未來幾年獲得額外的高回報增長潛力。我們還在與我們的合作伙伴和東道國政府合作開展項目，以降低我們生產資產的碳強度，例如消除加納和赤道幾內亞的常規燃燒。
通過開發和開發增加天然氣和液化天然氣的敞口，增加現金流、探明儲量和產量
我們計劃通過進一步開發赤道幾內亞、加納和美國墨西哥灣的近海油田，增加現金流、已探明儲量和產量。在赤道幾內亞，我們的活動範圍正在擴大到生產優化項目之外，例如使用電動潛水泵，包括開發鑽探和基礎設施主導的勘探，如果成功，可以通過海底連接到現有基礎設施來快速上線。在加納，我們計劃在短期內繼續在Jubilee油田鑽探更多的開發井。在美國墨西哥灣，我們計劃
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目錄表
繼續在現有油田進行開發鑽井和油井工作。我們還在執行臨冬城油田開發計劃，計劃在2024年第二季度初為該項目第1A階段進行第一次生產，隨後將進行後續階段的生產。此外，我們正在與合作伙伴合作，為2023年發現的泰比略礦推進發展理念。毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的Greater Tortue Ahmeyim開發項目第一期的開發繼續取得良好進展。除了Greater Tortue Ahmeyim一期開發外，預計還將通過Greater Tortue Ahmeyim的額外開發階段以及塞內加爾的Yakaar和Teranga天然氣發現以及毛裏塔尼亞的BirAllah和Orca發現的天然氣開發實現增長。2024年期間，我們計劃繼續為我們在毛裏塔尼亞、塞內加爾、美國墨西哥灣和赤道幾內亞的現有發現成熟開發理念。
專注於將我們的發現最優化地開發到初步生產
我們的開發方法旨在通過低成本、低碳的解決方案，在更快的時間內交付第一批產品，我們可以利用早期學習來改善未來的結果並最大化回報。在某些情況下，我們認為可以採用分階段的方法來優化全油田開發。分階段辦法有助於根據在生產初始階段獲得的經驗並通過在後續發展階段實施時利用現有基礎設施來完善發展計劃。從最初階段開始密切監測生產和儲集層動態，以確定最有效和最有效的技術，最大限度地提高儲量和回報的採收率。其他好處包括最大限度地降低前期資本成本，通過較小的初始基礎設施要求降低執行風險，以及使生產初始階段的現金流能夠為後續階段的部分資本成本提供資金。我們對銀禧油田的開發就是這種方法的一個例子。Greater Tortue Ahmeyim的開發也在分階段進行，與我們的業務戰略保持一致。這預計將在最初發現大約九年後產生第一個氣體。最後，我們對美國墨西哥灣發現油氣田的方法是通過與現有的具有閒置產能的主機設施捆綁在一起進行開發，從而降低開發成本和第一次投產的平均時間。臨冬城發現(2021年)和隨後的評估成功(2022年初)就是這種方法的一個例子，開發預計將在最初發現後大約三年內交付第一批產品。此外，我們預計泰比略號的發現(2023年)將遵循類似的方法。
應用我們鼓勵創新和創造的創業文化，繼續我們成功的探索和發展計劃
我們的員工對我們業務戰略的成功至關重要，我們創造了一個環境，使他們能夠將他們的知識、技能和經驗集中在尋找、開發和生產新油田以及優化現有油田的生產上。在文化上，我們有一個開放的、以團隊為導向的工作環境，這有助於培養企業家精神、創造力和逆向思維。這種方法使我們能夠充分考慮和理解風險和回報，以及故意和集體追求創造和最大化價值和自由現金流的想法。
我們由一支經驗豐富的管理團隊領導，有着成功的記錄。我們的管理團隊成員平均擁有超過28年的行業經驗，曾參與發現、開發和最大化全球多個大型上游項目的價值。我們的經驗、行業關係和技術專長是我們的核心競爭優勢，對我們的成功至關重要。
我們以回報為重點的勘探方法
我們的勘探活動深深植根於基本的地質方法，專注於已探明的盆地，具有高評級的基礎設施主導的前景和物質勘探擴展機會。我們的目標是具有足夠規模的特定區域，以管理勘探風險，並在勘探概念被證明成功時提供規模。我們還尋求：(I)能夠執行“正確”勘探計劃的長期合同期限，(Ii)提供多種勘探概念選項的類型多樣性，(Iii)增加複製成功機會的勘探依賴，以及(Iv)具有吸引力的財務條款，以最大限度地提高已發現碳氫化合物的商業可行性。在進行地下分析的同時，科斯莫斯對我們所在國家的“地上”動態有了透徹的瞭解，從整體石油和天然氣運營和風險調整回報的角度來看，這可能會影響特定國家的相對可取性。
我們的方法是針對那些我們擁有現有生產並且有足夠的基礎設施能力通過海底回接開發新發現的地區。收購赤道幾內亞的Ceiba油田和Okume綜合設施以及美國墨西哥灣的資產，為我們的基礎設施主導的勘探機會清單增加了高質量的前景，因為它們位於現有基礎設施附近的有吸引力的面積位置，可用過剩產能。現有的基礎設施使我們能夠縮短從發現到第一次生產的時間週期，降低資本要求並提高回報。
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目錄表
追求增值、機會主義的交易，以滿足我們的戰略和財務目標
自2017年以來，我們已經完成了三筆獨立的重大石油和天然氣生產資產收購，截至收購生效日期，總價值約為20億美元。這些收購旨在增加和補充我們現有的物業，提供生產多樣化，同時提高我們投資組合中的投資機會的質量。我們經驗豐富的管理和技術專業人員團隊打算繼續識別、評估和尋求涉及石油和天然氣資產的交易，這些交易與我們的核心業務領域相輔相成，並在其他盆地尋找機會，在那裏我們可以應用我們現有的知識、專業知識和關係來創造股東價值。我們的重點是交易，我們可以利用我們的運營經驗和專業知識來提高生產率和成本，投資於此類資產的更多發展機會，併為附近的潛在客户實施以基礎設施為主導的勘探計劃。
通過業界領先的ESG性能獲得高級許可證以進行操作

我們認識到，以保護環境的方式推進我們工作和運作的社會對於創造長期回報至關重要。我們的目標是通過與包括股東、合作伙伴、供應商、東道國政府和民間社會組織在內的一系列利益攸關方合作，不斷提高我們的ESG資質。

我們利用聯合國可持續發展目標來了解我們的活動如何促進東道國的經濟和社會進步。我們的商業原則反映了我們作為一家公司的共同價值觀，定義了我們如何開展業務，並設定了我們對自己負責的標準。我們的業務原則得到了更詳細的政策、程序和管理系統的支持。每年，我們都會在可持續發展報告和我們的網站上報告我們的ESG方法和表現。

最近，我們專注於評估氣候變化和全球能源轉型可能給我們的業務帶來的成本、收益、風險和機會，並將它們整合到我們的業務戰略中。作為這項努力的一部分，健康、安全、環境和可持續發展委員會監督我們對氣候變化的反應。首席執行官領導的跨職能氣候變化特別工作組管理與氣候相關的風險和機遇，並負責實施我們的氣候變化戰略。我們已經發布了一份符合氣候相關信息披露特別工作組(TCFD)建議的《氣候風險和復原力報告》。該報告回顧了我們如何識別和管理與氣候有關的風險和機遇，涉及四個類別：治理、戰略、風險管理以及指標和目標。該報告提出了一項情景分析，展示了我們的投資組合在與《巴黎協定》目標一致的情景下的彈性，以及我們的目標，即到2030年或更早實現範圍1和範圍2的碳中和。我們在2021年首次實現了這一目標，並確定了一條通過持續監測排放、評估減排機會、以及對於剩餘排放，投資於高質量碳抵消項目來幫助維持這一目標的途徑。我們認識到，我們的大部分生產和相關的温室氣體排放來自我們作為非運營合作伙伴的資產。2023年，我們制定了到2026年將絕對範圍1股權排放比2022年基線減少25%的目標。這一切實的近期目標滿足了管理我們投資組合的氣候影響的需要，我們正在與我們的合作伙伴合作，在對生產影響最小的情況下評估和實施減排機會。

維護財務紀律
執行我們的戰略需要我們保持保守的財務方式，擁有強大的資產負債表、充足的流動性和低槓桿的承諾。截至2023年12月31日，我們的流動資金約為6.7億美元。
此外，我們使用衍生品工具來部分限制我們對油價波動的敞口。我們有一個活躍的大宗商品對衝計劃，我們的目標是每一到兩年滾動對衝我們預期銷售量的一部分，目標是防止價格下跌，同時仍保留部分上漲敞口。截至2024年1月31日，我們擁有覆蓋2024年約920萬桶石油產量的對衝頭寸，目前正尋求保護我們對2025年油價的敞口。我們還維持保險，以部分保護我們的某些生產資產造成的生產收入損失。

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目錄表
按地理區域劃分的運營
我們目前在非洲和美國墨西哥灣都有業務。目前，我們的運營收入來自加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣的離岸業務。下表提供了我們地理區域2023年某些關鍵數據的摘要。
地理區域京東方銷售量百分比銷售量(淨額為Kosmos)
平均售價
生產每桶的損耗、折舊和攤銷
油NGL燃氣總計油NGL燃氣總計收入每項成本
(Mmbbls)(Bcf)(Mmboe)(每個Bbl)(按Bcf)(Per Boe)(單位：千)英國央行(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 
加納61 %12.4 — 9.7 14.1 83.52 — 2.48 75.61 $1,062,482 12.47 17.15 
赤道幾內亞15 %3.4 — — 3.4 78.71 — — 78.71 267,494 33.67 15.23 
毛裏塔尼亞/塞內加爾— — — — — — — — — — — — 
美國墨西哥灣24 %4.6 0.4 4.0 5.6 77.41 20.61 2.79 66.29 371,632 17.91 26.67 
總計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 
加納(1)58 %13.4 — — 13.4 $100.59 — — $100.59 $1,350,962 $15.37 $21.52 
赤道幾內亞14 %3.3 — — 3.3 104.24 — — 104.24 346,783 27.23 16.16 
毛裏塔尼亞/塞內加爾— — — — — — — — — — — — 
美國墨西哥灣28 %5.3 0.4 4.1 6.4 95.80 34.37 7.24 86.09 547,610 16.50 24.12 
總計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 
加納(2)45 %9.0 — — 9.0 $71.77 — — $71.77 $644,232 $16.83 $26.84 
赤道幾內亞19 %3.7 — — 3.7 70.39 — — 70.39 260,520 25.13 15.26 
毛裏塔尼亞/塞內加爾— — — — — — — — — — — — 
美國墨西哥灣36 %5.8 0.5 4.9 7.2 67.35 28.62 3.85 59.57 427,261 14.21 23.44 
總計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)我們2022年的銷售量包括與Tullow在2022年3月17日Tullow優先購買權交易完成日期之前搶佔的利息相關的活動。
(2)我們2021年的銷售額包括從收購日期2021年10月13日至2021年12月31日在加納收購額外權益的相關活動。我們的年終已探明儲量還包括所獲得的額外權益。
(3)幾乎所有的NGL和天然氣銷售都是我們油井的相關生產，因此，生產成本指標是在一個共同的計量單位下列出的。

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目錄表

下表概述了我們深水油田的信息。
   科斯莫斯    
   參與    許可證
田許可證利息 運算符 舞臺期滿
加納(1)       
禧年WCTP/DT(2)38.6 %(2)圖洛 生產
2034/2036
十迪特 20.4 %(4)圖洛 生產2036
美國墨西哥灣（1）
巴拉塔裏亞MC 52122.5 %科斯莫斯生產
(8)
大彎MC 697 / 698 / 7425.3 %夸特諾斯生產
(8)
格萊登 MC 80020.0 %W&T生產
(8)
科迪亞克MC 727 / 77135.0 %科斯莫斯生產
(8)
馬馬拉德MC 255 / 30011.4 %墨菲生產
(8)
幾乎沒有頭的尼克MC 38721.9 %墨菲生產
(8)
丹尼·努南EC 381/GB 50630.0 %塔洛斯生產
(8)
零工MC 214/215五花八門(5)科斯莫斯生產
(8)
SOB IIMC 43111.8 %墨菲生產
(8)
S.Santa CruzMC 56340.5 %科斯莫斯生產
(8)
龍捲風GC 28135.0 %塔洛斯生產
(8)
臨冬城GC 943/94425.0 %信標
發展
(8)
提比略
KC 964
33.3 %
科斯莫斯
評估
(8)
毛裏塔尼亞       
大Tortue Ahmeyim(1)C8座(3)26.8 %BP 發展2049(9)
比阿拉比阿拉 28.0 %(6)BP 評估
2024
虎鯨比阿拉28.0 %(6)BP評估
2024
塞內加爾       
大Tortue Ahmeyim(1)聖路易斯近海(3)26.7 %BP發展2044(10)
TerangaCayar Offshore Proond 90.0 %(7)
科斯莫斯
評估2024
雅卡Cayar Offshore Proond90.0 %(7)
科斯莫斯
評估2024
赤道幾內亞
Ceiba田野和Okume建築羣(1)G座40.4 %三叉戟生產2040
阿薩姆區塊S34.0 %科斯莫斯評估2024
______________________________________
(1)有關我們截至2023年12月31日的估計已探明儲量的信息，請參閲“-我們的儲量”。
(2)Jubilee油田橫跨加納近海WCTP石油合同和DT石油合同之間的邊界。為了優化這一領域的資源回收，我們於2009年7月與GNPC和這兩個區塊的其他區塊合作伙伴簽訂了Jubilee UUOA。Jubilee UUOA管理Jubilee油田的利益和開發，並從WCTP石油合同區和DT石油合同區的部分地區創建了Jubilee單位。利息百分比取決於根據《延禧期普遍定期協議》的條款重新確定延禧球場的參與權益。我們目前支付銀禧油田開發活動的利息為43.05%。
(3)大Tortue Ahmeyim單位橫跨毛裏塔尼亞和塞內加爾之間的邊界，其中包括在毛裏塔尼亞C8區塊發現Ahmeyim和在塞內加爾聖路易斯近海發現Guembeul。為了優化這一領域的資源回收，我們於2019年2月與毛裏塔尼亞和塞內加爾政府以及這兩個區塊的其他區塊夥伴簽訂了GTA UUOA。GTA UUOA管理大Tortue Ahmeyim油田的權益和開發，並從毛裏塔尼亞C8區塊和塞內加爾聖路易斯近海區塊的部分地區創建了大Tortue Ahmeyim單位。這些權益百分比須根據GTA UUOA的條款重新確定大Tortue Ahmeyim油田的參與權益。
(4)我們為十大油田的開發活動支付的利息為22.8%。
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目錄表
(5)我們在MC 214和MC 215區塊的權益分別為61.1%和54.9%。
(6)涉及BirAllah和Orca發現的石油合同載有毛裏塔尼亞政府的回收權條款。Kosmos在石油合同中的參與權益目前為28.0%，這一權益百分比不適用於行使這種回入權。SMH對其補充權的全面選舉將使Kosmos的參與權益減少至約22.1%。
(7)Petrosen有權在最終投資決定和發放開採授權後將其參股權益增加到最高35%。利息百分比不適用於該選擇權的行使。
(8)我們的美國墨西哥灣區塊由生產/運營持有，只要相關區塊的生產/政府批准的運營繼續下去，租賃期就會延長。
(9)在滿足某些條件的情況下，許可證到期日期可以再延長十年。
(10)許可證到期日可以再延長20年，但要滿足某些條件。

勘探許可證和租賃區域
 科尼亞平均值  
 數量參與  電流相位
國家積木利息操作員奧林山脈
赤道幾內亞454.5%(1)
科什
2024年和2026年
毛裏塔尼亞128.0%(2)BP
2024
聖多美和普林西比158.9%(3)科斯莫斯
2024
塞內加爾190.0%(4)
科斯莫斯
2024
美國墨西哥灣4640.6%
Kocean、Occidental、Beacon、Lounge、Murphy、QuarterNorth、Talos、W&T Offshore、Houston Energy
到2033年
(5)
______________________________________
(1)如果有商業發現，GEPetrol的20%附帶權益將轉換為所有開發和生產業務的20%參與權益。
(2)SMH完全選擇他們的迴歸權將使Koboya的參與權益減少到約22.1%。SMH將支付其部分的開發和生產成本的商業開發的塊。利息百分比並不影響該等購股權之行使。
(3)ANP-STP的附帶權益可隨時轉換為全部參與權益。ANP-STP將償還選舉前代表其產生的任何費用、開支和任何金額。
(4)Petrosen有權在最終投資決定和發放開採授權後將其參股權益增加到最高35%。利息百分比不適用於該選擇權的行使。
(5)我們的美國墨西哥灣區塊可以通過運營或商業生產持有，只要政府批准的相關區塊的運營持續，相應的租賃期就會延長。這可以將租約到期日延長到2033年以後。

加納
WCTP和DT區塊位於加納近海的塔諾盆地內。這個盆地包含一個經過驗證的世界級石油系統，我們的發現證明瞭這一點。於2021年10月，Kokarp完成收購AnadarkoWCTP Company（“AnadarkoWCTP”），該公司為OccidentalPetroleumCorporation之附屬公司，擁有加納近海WCTP區塊及DT區塊之參與權益，包括JubileeUnitArea之18. 0%參與權益及TEN油田之11. 1%參與權益。在收購完成後，Koombi在Jubilee單位區的權益從24.1%增加到42.1%，Koombi在TEN油田的權益從17.0%增加到28.1%。在
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於二零二一年十一月，我們接獲Tullow Oil plc（“Tullow”）通知，彼等正就Koombo收購Anadarko WCTP行使其優先購買權。在執行最終交易文件並獲得政府批准後，Koombo於2022年3月與Tullow完成了優先購買交易。在完成優先購買程序後，Koombi在Jubilee單元區的權益從42.1%降至38.6%，Koombi在TEN油田的權益從28.1%降至20.4%。以下是我們在加納近海許可證區域的發現的簡要討論。
加納西開普三點區塊
圖洛是西開普三點街區的運營商。根據WCTP石油合同，Kocoon須向加納政府支付5%的固定特許權使用費和潛在的浮動比例特許權使用費（“額外石油權利”），該特許權使用費將在項目名義回報率超過某一閾值時生效並逐步增加。這些特許權使用費將以實物或經加納政府選擇以現金支付。35%的公司税率適用於國家層面的利潤。WCTP石油合同自生效之日（2004年7月）起為期30年。
2011年7月，在七年勘探期結束時，WCTP區塊中我們尚未宣佈為發現區、不在開發和生產區或不在Jubilee單元內的部分被放棄（“WCTP放棄區”）。由於WCTP石油合約於勘探期結束後仍然有效，故我們保留對WCTP區塊內Akasa發現的權利。我們和我們的WCTP區塊合作伙伴有一定的權利就WCTP放棄區的某些部分談判新的石油合同。我們和我們的WCTP區塊合作伙伴，加納能源部和GNPC已同意將WCTP石油合同談判權從2011年7月21日延長至與我們談判並簽訂新的石油合同，或者我們拒絕與GNPC可能收到的WCTP放棄區的善意第三方報價相匹配。
加納Tano深水區塊
Tullow是Deepwater Tano Block的運營商。根據DT石油合同，GNPC行使其選擇權，收購有關Jubilee油田開發和TEN油田開發的商業發現的5%額外支付權益。Koconut必須向加納政府支付5%的固定特許權使用費和潛在的額外石油權益，該權益將在項目名義回報率超過某一閾值時生效並逐步增加。這些特許權使用費將以實物或經加納政府選擇以現金支付。35%的公司税率適用於國家層面的利潤。DT石油合同自生效之日（2006年7月）起為期30年。
2013年，在七年勘探期結束時，我們放棄了DT區塊的部分區域（“DT放棄區域”），這些區域我們沒有宣佈為發現區域，不在開發和生產區域內，也不在Jubilee單元內。由於DT石油合約於勘探期結束後仍然有效，而商業性仍在確定中，故DT區塊內現有的Wawa發現並不受DT石油合約勘探期屆滿後放棄的限制。根據我們的DT石油合同，我們和我們的DT區塊合作伙伴有一定權利就DT放棄區的某些部分談判新的石油合同，直到與我們談判並簽訂新的石油合同，或者我們拒絕與GNPC就DT放棄區可能收到的善意第三方報價相匹配。
1984年加納石油勘探和生產法（PNDCL 84）（“1984年加納石油法”）以及WCTP和DT石油合同構成了我們在WCTP和DT區塊勘探、開發和生產業務的基礎。根據這些石油合同，除勘探和評估外，大多數重大決策，包括PoD和年度工作計劃，必須由聯合管理委員會批准，該委員會由某些區塊合作伙伴和GNPC的代表組成。某些決定需要慎重。
朱比利油田
Jubilee油田於2007年由Kobaly通過Mahogany-1井發現，並於2010年生產了第一批石油。該油田覆蓋WCTP和DT區塊內的一個區域。為了優化Jubilee油田的資源回收，它被單元化，並於2009年商定了Jubilee UUOA，該協議規定了Jubilee單元中各方各自的權利和義務，並指定Tullow為單元運營商。雖然Jubilee油田是單元化的，但Kokarak在Jubilee單元邊界以外的每個區塊的參與利益不受Jubilee UUOA的影響。目前，WCTP石油合同擁有Jubilee單元54.367%的參與權益，DT石油合同擁有Jubilee單元45.633%的參與權益。我們在銀禧股的參與權益是基於這些分配，未來任何重新確定的事件都將影響銀禧股的參與權益。
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Jubilee油田位於加納近海約60公里處，水深約1,000至1,800米，這導致了實施基於浮式生產儲油船的開發的決定。浮式生產儲油船的設計目的是提供水和天然氣注入，以支持儲層壓力，加工和儲存石油，並通過管道將天然氣輸送到大陸。朱比利油田繼續分階段開發。初期階段提供海底基礎設施能力，以便在今後的開發階段鑽探更多的生產井和注水井。朱比利油田的分階段開發在2023年繼續進行，成功地將四口生產井和兩口注水井投入使用，其中包括三口井(兩口生產井和一口注水井)，作為朱比利東南項目成功啟動的一部分。朱比利東南項目還包括安裝一個新的海底生產歧管。開發鑽探活動計劃在2024年繼續進行。2024年第一季度初，一口新的注水井和一口新的生產井上線。該合作伙伴關係預計，在我們預計鑽井合同結束之前，2024年將再投入使用三口井，其中包括兩口生產井和一口注水井。
2022年，該夥伴關係平均每天從Jubilee氣田向大陸出口約9800萬標準立方英尺(毛)天然氣。2022年12月，與加納政府簽署了一項19Bcf(毛額)的臨時天然氣銷售協議，允許以每MMBtu 0.5美元的價格出售天然氣。2023年1月，大約19Bcf的Jubilee瓦斯(恢復原來的10 Bcf數量)已根據GSA標籤條款以每MMBtu 0.50美元的價格出售給加納。Jubilee合作伙伴達成了一項臨時協議，以每MMBtu 2.95美元的價格向加納政府出售Jubilee氣田天然氣，直至2024年5月，超過Jubilee氣田的19 Bcf，同時合作伙伴繼續與加納政府就未來的長期天然氣銷售協議進行討論。我們無法從Jubilee油田持續出口伴生天然氣，最終可能會影響我們的石油生產，並可能導致我們重新注入或燃燒任何無法出口的天然氣。
十
這十個油田位於DT區塊的西部和中部，距離加納近海約48公里，水深約為1000至1700米。這些發現是與共享基礎設施和單一FPSO共同開發的，第一批石油於2016年生產。與Jubilee類似，十個油田也是分階段開發的。十個吊艙的設計包括一個可擴展的海底系統，可以提供多個階段。
2017年，延禧和十大氣田之間天然氣管道的建設和連接完成，將天然氣輸送到內地加工和銷售。2017年12月，我們簽署了GSA標籤。該夥伴關係目前正在與加納政府就未來的天然氣銷售協議進行討論。2023年第二季度，該運營商向加納政府提交了經修訂的TEN開發計劃草案，以及涵蓋Jubilee和Ten油田未來天然氣銷售的天然氣銷售協議的條款單。如果修訂後的發展計劃被推遲或未獲批准，可能導致投資和發展活動減少或推遲十分之一。我們無法從十大氣田持續出口伴生天然氣，最終可能會影響我們的石油生產，並可能導致我們重新注入或燃燒任何無法出口的天然氣。

美國墨西哥灣
在美國墨西哥灣，Kosmos認為：(I)Kosmos可以繼續開發的生產資產組合，(Ii)發現的資源機會，以及(Iii)DeSoto Canyon、Green Canyon、Keathley Canyon、Missisippi Canyon和Walker Ridge延長地區以基礎設施為主導的勘探前景的高質量清單。我們通過美國墨西哥灣聯邦租賃銷售和房屋租賃交易來擴大我們的庫存。

以下是我們在美國墨西哥灣的主要油田的簡要討論。
零工

奇數作業油田是從三口中中新世油井通過Delta House FPS生產的，由墨菲運營。2022年6月，作為奇數作業油田的運營商，我們與海底7號(美國)有限責任公司和一號海底有限責任公司簽署了一份價值1.316億美元(毛)的合同，在奇數作業油田製造和安裝一個潛水泵。截至2023年底，Odd作業現場潛水泵安裝項目約完成90%，預計上線日期約為2024年年中。該項目預計將維持奇數工作領域的長期生產。

龍捲風

Tornado油田通過Helix Producer I從上新世的三口油井進行生產，Helix Producer I是一個船形、動態定位的生產平臺，位於美國墨西哥灣的深水地帶，由Talos Energy運營。
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科迪亞克

科迪亞克油田由兩口井生產，這兩口井在中中新世砂巖中完成。這些油井流經由埃尼美國運營公司(“埃尼”)運營的魔鬼塔Spar平臺。其中一口油井，科迪亞克-3加密井，於2021年4月投入使用。經驗豐富的生產問題，並被關閉。2022年3月，該公司開始封堵和旁路原來的科迪亞克-3加密井。這口井被偏離了軌道，科迪亞克-3st井於2022年9月上線。油井業績和初步產量符合預期，但油井生產率在2022年第三季度末有所下降。修井計劃已經制定，預計將在2024年年中左右開始。

臨冬城

2021年1月，我們宣佈臨冬城1號探井在兩段時間內遇到了大約26米(85英尺)的淨石油收入。臨冬城是為了測試位於綠色峽谷944區塊的上中新統鹽下勘探而設計的。2022年1月，綠峽谷943區塊的臨冬城2號評價井被鑽探，以評價原臨冬城發現西北部鄰近的斷塊，旨在測試臨冬城1井的兩個含油層位，勘探尾部進入更深的層位。這口井在第一層和第二層發現了大約40米(120英尺)的淨油層，其含油飽和度和孔隙度比鑽井前預期的要好。勘探尾部在一個更深的儲集層中發現了額外的含油層，這在緊鄰其北的區塊也是有前景的。2022年第三季度，臨冬城油田的油田開發計劃得到了所有合作伙伴的批准，作為對Oxy運營的海德堡設施的五口井的回饋。第一階段的開發鑽井計劃包括側鑽和完成臨冬城1號井，完成臨冬城2號井，以及鑽探和完成臨冬城1號發現井東南鄰近斷塊的臨冬城3號井。開發鑽探計劃於2023年第三季度開始，側鑽並於2023年第四季度完成臨冬城1號井。臨冬城2號油井於2024年第一季度初完工。臨冬城3號油井預計將於2024年晚些時候開始鑽探。此外，還簽署了東道國設施生產搬運協議和石油出口協議。該項目第1A期的第一批生產計劃於2024年第二季度初開始。

提比略

2023年7月，Kosmos勘探出了由Tiberius基礎設施主導的勘探前景，該勘探前景位於外Wilcox Play中基斯利峽谷(33%的工作權益)的964號區塊。2023年10月，我們宣佈該油井在Wilcox的主要目標中遇到了大約75米(250英尺)的淨石油收入。初步的流體和巖心分析支持油井的生產潛力，其特徵與Wilcox趨勢中類似的附近發現類似。我們現在正在與合作伙伴合作，為這一發現制定發展方案。

毛裏塔尼亞
於二零一二年六月，我們與毛裏塔尼亞伊斯蘭共和國訂立石油合約，涵蓋毛裏塔尼亞C8海上區塊。在毛裏塔尼亞政府和承包商分享利潤石油之前，成本回收石油將從總產量的55%（天然氣為62%）中分配給承包商。利潤石油然後根據“R因子”份額進行分配，其中R因子是累計淨收入除以累計投資。在毛裏塔尼亞政府選舉中，政府可以現金或實物形式獲得其生產份額。27%的公司税率適用於許可證級別的利潤。於二零二二年六月，毛裏塔尼亞海上C8區塊的勘探期屆滿，而於二零二二年十月，該合作伙伴與毛裏塔尼亞政府簽訂新石油合約，涵蓋C8區塊的BirAllah及Orca發現。新石油合同（名為BirAllah）提供長達30個月的時間提交開發計劃，涵蓋BirAllah和/或Orca發現，新石油合同的條款基本上類似於C8區塊的前石油合同，並增加了毛裏塔尼亞政府的補充權利，當地內容，SMH的能力建設和一個環境基金。Kokeros在新石油合同中的參與權益為28.0%，SMH完全選擇他們的迴歸權將使Kokeros的參與權益減少到約22.1%。
C8和BirAllah區塊位於毛裏塔尼亞近海毛裏塔尼亞鹽盆地的西緣，水深100至3,000米。這些區塊位於已探明的石油系統中，我們的主要目標是構造和地層圈閉中的白堊紀砂巖。
C8和BirAllah區塊總面積約為73.5萬英畝（毛）。我們已經獲得了大約580線公里的二維地震數據和3,000平方公里的三維地震數據，覆蓋了我們的部分地區。
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毛裏塔尼亞的街區。基於這些二維和三維地震程序，我們已經在C8區塊（現在的Greater Tortue Ahmeyim）和現在的BirAllah區塊鑽了三口成功的勘探井和一口評價井。
塞內加爾
聖路易斯近海Profond區塊和Cayar近海Profond區塊位於塞內加爾河白堊紀石油系統，水深從300米到3，100米不等。該地區是毛裏塔尼亞鹽盆地石油系統的延伸。我們在這些塞內加爾區塊上採集了大約3,700平方公里的三維地震數據。我們已經成功地鑽了三口探井和兩口評價井。
於二零一八年六月，我們進入塞內加爾Cayar Offshore Profond及Saint Louis Offshore Profond區塊勘探期的最後續期階段。於二零二一年七月，Cayar Offshore Profound許可證的年期再延長最多三年，至二零二四年七月結束。我們目前正在與塞內加爾政府合作，進一步延長Cayar Offshore Profond許可證的期限。如果取得商業成功，我們有權在政府授予的開採授權後25年內開發和生產石油和/或天然氣，在某些情況下可以延長兩次，每次為期10年。St. LouisOffshore Profound許可證的勘探期於二零二一年七月屆滿。
以下是我們迄今在毛裏塔尼亞和塞內加爾近海發現的簡要討論。
大Tortue Ahmeyim開發
2015年5月毛裏塔尼亞C8區塊的Tortue-1井和2016年1月塞內加爾聖路易斯近海Profond區塊的Guembuel-1井發現的Greater Tortue Ahmeyim油田覆蓋了C8和聖路易斯近海Profond區塊內的區域。毛裏塔尼亞和塞內加爾同意在2018年2月簽署的國家間合作協議（ICA）中將大託爾圖艾哈邁伊姆油田統一起來，以實現最佳資源回收。GTA UUOA由C8和聖路易斯海上Profond區塊的承包商集團達成一致，並於2019年2月獲得毛裏塔尼亞和塞內加爾相關部長的批准。BP毛裏塔尼亞和BP塞內加爾是聯合作業者，負責大託爾圖艾哈邁伊姆油田的初期開發。在2019年第二季度，SMH和PETROSEN選擇將其各自在Greater Tortue Ahmeyim單位中的權益增加到各自石油合同允許的最大百分比。選舉後，我們於毛裏塔尼亞近海C8區塊及塞內加爾近海Saint Louis Offshore Profound勘探區的權益維持不變，然而，我們於Greater Tortue Ahmeyim單位的權益現為毛裏塔尼亞26. 8%及塞內加爾26. 7%，並須根據GTA UUOA的條款重新釐定參與權益。2019年2月，毛裏塔尼亞和塞內加爾分別為大多倫多UUUOA覆蓋的Greater Tortue Ahmeyim Unit地區頒發了開採許可證。
Greater Tortue Ahmeyim發現是白堊紀石油系統外側的重要油氣發現，位於毛裏塔尼亞和塞內加爾近海約120公里處。Greater Tortue Ahmeyim開發項目橫跨毛裏塔尼亞近海C8區塊和塞內加爾近海Saint Louis近海Profond區塊。
我們在大Tortue Ahmeyim開發項目Tortue-1、Guembeul-1、Ahmeyim-2和Greater Tortue Ahmeyim-1(GTA-1)內鑽探了四口勘探井和評估井。這些井穿透了多個優質氣藏，包括下切諾曼統、上切諾曼統和下部阿爾比亞氣藏。這些井成功地圈定了Ahmeyim和Guembeul氣藏的發現，並證明瞭儲集層的連續性，以及在下切諾馬尼亞儲集層內鑽探的三口井之間的靜壓通信。這些發現的水深從大約2700米到2800米不等，總鑽探深度從大約5100米到5250米不等。
位於毛裏塔尼亞近海C8區塊的Tortue-1發現井與大約117米的碳氫化合物淨產層相交。在下切諾馬期目標中發現了一個單一的氣藏，該氣藏由三個氣藏組成，總厚度為88米，總碳氫化合物層段為160米。第四個儲集層總長19米，在上切諾馬尼亞目標內穿過150米的總碳氫化合物層段。探井還在阿爾比亞下部額外增加了10米的淨碳氫化合物產層，這被解釋為天然氣。
Guembeul-1發現井位於塞內加爾聖路易斯近海探區北部，位於毛裏塔尼亞Tortue-1探井以南約5公里處。該井在兩個優質儲層中遇到了101米的淨產氣量，其中包括下切諾曼統的56米和下部阿爾比亞層的45米，沒有遇到水。
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Ahmeyim-2評估井位於毛裏塔尼亞近海C8區塊，西北約5公里，位於開啟盆地的Tortue-1發現的向下200米處。這口井證實了向下傾斜的總儲集層序顯著增厚。Ahmeyim-2井在兩個優質儲集層中遇到了78米的淨氣藏，其中包括下切諾曼統的46米和下部阿爾比亞層的32米。
大託爾圖艾哈邁伊姆1(GTA-1)評價井是在大託爾圖艾哈邁伊姆油田單元開發區內的東部背斜上鑽成的。GTA-1井在阿爾比亞優質油層中淨產氣約30米。該井是在Guembeul-1A井和Tortue-1井內側約10公里處約2500米深的水中鑽成的，總深度為4884米。

2017年，我們在Tortue-1井上完成了DST，證明Tortue油田是世界級資源，並確定了包括油井產能、儲層連通性和流體組成在內的關鍵開發參數。在主延長流動期內，Tortue-1井以持續的、設備受限的大約60MMcfd的速度流動，壓降最小，這為每口能夠生產大約200MMcfd的井設計提供了信心。DST結果證實，每口井的連通體積與當前的開發方案一致，再加上高井率，預計與同等方案相比，開發井的數量將較少。在測試過程中收集的流體樣本的初步分析表明，Tortue氣體非常適合液化，因為液體水平較低，雜質最少。

2018年12月，我們和我們的合作伙伴宣佈，Greater Tortue Ahmeyim項目一期的最終投資決定已達成一致。Greater Tortue Ahmeyim項目旨在從深水海底系統生產天然氣到中水FPSO，後者對天然氣進行處理，使其準備液化，並通過管道將天然氣輸送到FLNG設施。FLNG設施受保護在近岸樞紐(用作防波堤和液化天然氣終端)後面，位於毛裏塔尼亞北部和塞內加爾北部海上邊界。第一階段的FLNG設施的設計平均年產量約為250萬噸。該項目將為全球出口提供液化天然氣，並在毛裏塔尼亞和塞內加爾提供天然氣供國內使用。經過競爭性招標過程，BP Gas Marketing(“BPGM”)被選為Greater Tortue Ahmeyim第一期液化天然氣承接的買方，Tortue第一期SPA於2020年2月簽署，初始期限為10年，賣方可選擇將期限再延長10年。此外，為了優化Greater Tortue Ahmeyim第一階段天然氣生產的銷售商業價值，Kosmos已開始與潛在買家合作，利用我們現有Tortue第一階段SPA下的現有合同權利潛在地銷售貨物，以便從強勁的遠期天然氣價格前景中受益，同時履行我們與BPGM的合同義務。BPGM不同意我們的立場，我們同意BPGM尋求國際仲裁，以解釋SPA的相關條款。
到2023年年底，該項目的第一階段大約完成了90%，項目的第一批天然氣目標是在2024年第三季度。操作員已成功鑽探並完成了第一階段啟動所需的所有四口井。民陣建造於2023年完成，該船於2024年第一季度抵達毛裏塔尼亞/塞內加爾近海。目前正在進行接駁和預調試工作。樞紐航站樓的建設工作已經完成，2023年8月完成了運營移交。在安裝內場輸油管和海底結構方面取得了重大進展。工程於2023年第四季度重新開工，預計於2024年第二季度末完成。浮式生產儲油船目前在特內裏費島的一家造船廠檢查和維修導流線。這項工作預計在2024年第二季度初完成並運往項目現場，然後才能完成最後的連接和調試。

毛裏塔尼亞和塞內加爾的其他發現
BirAllah和Orca的發現
位於毛裏塔尼亞近海BirAllah區塊的BirAllah發現(前身為MarSouin)是一項重大的延伸天然氣發現，建立在我們在毛裏塔尼亞近海白堊紀外側石油系統成功勘探項目的基礎上。2015年11月，位於Ahmeyim發現以北約60公里處的MarSouin-1井在近2400米的水中被鑽至總深度5150米。根據對鑽井結果和測井數據的分析，MarSouin-1在由優質儲集砂組成的Cenomania上下兩個區段遇到了至少70米的淨天然氣產層。
位於毛裏塔尼亞近海BirAllah區塊的Orca-1井於2019年10月鑽探，並交付了一個重大天然氣發現。Orca-1井的目標是之前未經過測試的阿爾比海油田，該井在優質儲層中遇到了36米的淨氣藏。此外，該井延長了塞諾馬尼亞油田的球道，確認了相對於原來的馬蘇安-1發現井在下部結構位置的11米淨天然氣產層。Orca-1井的位置證明瞭
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圈閉的結構和地層組件正在發揮作用，因此支持了相當大的體積。Orca-1井在大約2510米深的水中鑽井，測得的總深度約為5266米。

總而言之，我們認為，馬蘇因-1號和奧卡-1號已經降低了大量資源的風險，以支持在比阿拉地區的塞諾馬尼亞和阿爾比安地區潛在的世界規模的液化天然氣項目。BirAllah和Orca的發現正在被分析為潛在的聯合開發。2022年10月，該夥伴關係和毛裏塔尼亞政府簽署了一份新的石油合同，涵蓋BirAllah和Orca的發現。新的石油合同為合作伙伴關係提供了長達30個月的時間來提交一份涵蓋BirAllah和/或Orca發現的開發計劃，新石油合同的條款與以前的C8區塊石油合同基本相似，並增加了關於毛裏塔尼亞政府增強回入權、當地內容、SMH的能力建設和環境基金的條款。

Yakaar和Teranga發現

Teranga發現位於達喀爾西北約65公里處的卡亞爾近海深水區塊，是我們在塞內加爾近海的第二口探井。Teranga-1發現井位於近1800米深的水中，鑽探總深度約4850米。該井在下新生代目標優質儲層中遇到了31米的淨產氣量。鑽井結果證實，一條多產的船內天然氣航道從毛裏塔尼亞的MarSouin-1井向南延伸約200公里，穿過海上邊界上的Greater Tortue Ahmeyim地區，一直延伸到塞內加爾的Teranga-1井。
Yakaar礦藏位於塞內加爾近海的卡亞爾近海石油區塊，位於達喀爾西北約95公里處，水深約2,600米。Yakaar-1發現井的總深度約為4900米。該井在下切諾馬尼亞主要目標的三個油氣藏中與120米長的總碳氫化合物柱相交，遇到了45米的淨油層。2019年9月，我們完成了Yakaar-2評價井，遇到了大約30米的淨產氣量。Yakaar-2井是在距離Yakaar-1探井約9公里處鑽探的，並進一步劃定了油田的南部延伸。

Yakaar-2井的結果支持了我們的觀點，即Yakaar-Teranga資源基礎是世界規模的，有潛力支持一個向國內和出口市場提供大量天然氣的液化天然氣項目。Yakaar-Teranga的開發正在分階段進行考慮，第一階段提供國內天然氣和數據，以優化未來階段的開發。它還可以支持該國在2014年由塞內加爾政府總裁發起的“塞內加爾緊急行動計劃”。

Yakaar和Teranga的發現繼續作為聯合開發進行分析。在2023年期間，我們繼續推進評估研究，不斷完善概念設計，並向合作伙伴建議將卡亞爾近海Proond區塊的Yakaar和Teranga發現作為商業聯合開發項目。Petrosen同意了這一提議，然而，BP決定不參與Yakaar和Teranga發現的開發和開採。根據卡亞爾近海油氣區塊勘探和生產共享合同及相關聯合經營協議(“聯合經營協議”)的規定，BP已放棄其對Yakaar和Teranga發現的權利。根據《聯合聲明》的規定，Kosmos已根據合同和《聯合聲明》承擔了BP的參與權益，並已成為Cayar Offshore Proond區塊的運營商，慣例政府批准已於2024年1月18日生效。Cayar Offshore Proond區塊的參與權益現為：Kosmos 90%及Petrosen 10%，Petrosen有權在發出開採授權書後將其參與權益增加至最多35%。

赤道幾內亞
2018年3月，我們與赤道幾內亞共和國簽署了EG-21和S區塊的石油合同。Kosmos目前持有EG-21區塊80%的權益和S區塊34%的權益。赤道幾內亞國家石油公司GEPetrol目前在勘探期間擁有每個區塊20%的附帶權益。如果有商業發現，GEPetrol在該區塊的20%附帶權益將轉換為20%的參與權益。二零二二年十二月，本公司批准將EG-21區塊的第一勘探分段延長至二零二四年十二月，並獲正式批准繼續進行S區塊於二零二四年十二月結束的第二勘探分段。2023年3月，我們與帕諾羅完成了一項分包協議，根據該協議，帕諾羅收購了赤道幾內亞近海S區塊6.0%的參與權益。由於分包協議，科斯莫斯在S區塊的參與權益降至34.0%。

2018年6月，我們與Ophir的一家子公司完成了赤道幾內亞近海EG-24區塊的自建協議，據此我們獲得了40%的非運營參與權益。2019年第一季度，我們收購了Ophir的剩餘
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由於擁有該區塊的權益和經營權，Kosmos擁有EG-24區塊80%的股份。在勘探期間，GEPetrol目前擁有20%的附帶權益。2022年12月，我們獲得正式批准，進入2024年12月結束的勘探期的第二個分階段。如果有商業發現，GEPetrol的20%附帶權益將轉換為所有開發和生產業務的30%參與權益。

2023年2月，Kosmos和Panoro Energy ASA(“Panoro”)與赤道幾內亞共和國簽訂了一份涵蓋赤道幾內亞近海EG-01區塊的石油合同。Kosmos擁有該區塊24%的參與權益，運營商Panoro擁有56%的參與權益。在勘探期間，GEPetrol目前擁有20%的附帶參與權益。如果有商業發現，GEPetrol的20%附帶權益將轉換為20%的參與權益。EG-01區塊目前佔地約59,400英畝(240平方公里)，首次勘探期限為自生效日期(2023年3月1日)起三年。

EG-01、EG-21、EG-24和S區塊位於幾內亞灣南部赤道幾內亞共和國，裏約穆尼石油省以西，水深可達2,300米。這些區塊位於已探明的含油氣系統中，我們的主要目標是構造和地層圈閉中的白堊系砂巖。總體而言，勘探石油合同覆蓋了大約7500平方公里，我們在這些區塊上擁有超過6400平方公里的3D地震。地震資料正在進行解釋，未來鑽井的高等級前景正在成熟。

Ceiba田野和奧庫姆建築羣
在赤道幾內亞，我們在Ceiba油田和Okume綜合設施中保持40.4%的不可分割的參與權益。幾內亞灣的這些離岸資產通過生產提供現金流，有可能通過與現有基礎設施的潛在低成本捆綁而通過勘探機會增加產量。

Ceiba油田和Okume綜合體的共同開發包括六個海底井羣，向Ceiba浮式生產儲油船提供生產，這兩個油田通過立管系統共享。奧庫姆綜合設施包括六個平臺，以及一條出口生產線，將奧庫姆的生產轉移到Ceiba FPSO。

2022年5月，Kosmos及其合資夥伴與赤道幾內亞礦產和碳氫化合物部達成協議，延長G區塊石油合同期；將Ceiba油田和Okume Complex生產許可證的到期時間(分別從2029年和2034年)統一至2040年。許可證擴展支持許可證的下一階段投資。

2023年Ceiba油田和Okume綜合開發鑽井平臺活動於2023年第四季度開始。該行動最初完成了一次生產井修井。然而，由於鑽井平臺的安全問題，運營商於2024年2月初終止了鑽井平臺合同。雙方正在尋求一個替代鑽井平臺和鑽井承包商，以恢復工作，計劃包括鑽探G區塊的充填生產井和S區塊的Akeng Deep ILX探礦。

ASAM發現

2019年10月，在赤道幾內亞近海S區塊，S 5探井鑽井總深度4400米，在優質桑託尼亞油層遇到39米的淨產油量。這一發現後來被命名為阿薩姆。2020年7月，赤道幾內亞政府批准了一項評估工作方案。該油井位於Ceiba FPSO的回接範圍內，目前正在進行評估工作計劃，以確定已發現資源的規模並評估最佳開發解決方案。2022年12月，作為評估工作方案的一部分，向赤道幾內亞政府提交了阿薩姆實地評估報告。
聖多美和普林西比
我們是幾內亞灣聖多美和普林西比海上第5號區塊石油合同的運營商。該區塊覆蓋面積約50萬英畝(總面積)，水深從2150米到3000米不等。
我們的區塊毗鄰赤道幾內亞和加蓬北部近海已探明的多產油氣系統，是該系統的潛在延伸，該系統包括白堊紀後裂谷後烴源巖和晚白堊世儲集層。
2017年8月，我們完成了聖多美和普林西比近海約2500平方公里的三維地震調查。處理已經完成，三維地震數據已經整合到我們的地質評價中。我們
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目錄表
繼續完善聖多美和普林西比許可證區的前景清單，並將繼續完善和評估前景。2023年第二季度，我們獲準將聖多美和普林西比海上5號區塊的勘探階段延長至2024年5月。
我們的儲備
下表列出了截至2023年12月31日我們估計的已探明儲量的摘要信息。補充資料見“財務報表和補充數據--補充石油和天然氣數據(未經審計)”。
截至2023年12月31日、2022年和2021年，我們估計的已探明儲量與我們在加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞、塞內加爾和美國墨西哥灣的油田有關。
石油和天然氣儲量綜述
 
2023年淨探明儲量(1)
2022年淨探明儲量(1)
2021年淨探明儲量(1)
 
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然氣(3)		總計
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然氣(3)		總計
油,
凝析油，
NGL(5)
天然
天然氣(3)		總計
 (MMbbl)(Bcf)(Mmboe)(MMbbl)(Bcf)(Mmboe)(MMbbl)(Bcf)(Mmboe)
儲量類別         
已被證明是發達的
加納(2)46 79 60 43 40 50 52 56 61 
赤道幾內亞19 16 22 20 16 23 20 11 22 
毛裏塔尼亞/塞內加爾— — — — — — — — — 
美國墨西哥灣15 12 17 21 17 24 28 20 31 
已探明開發總量81 106 99 84 73 96 100 87 115 
事實證明是未開發的
加納(2)47 56 56 56 9 58 68 12 70 
赤道幾內亞5 — 5 5 — 5 5 — 5 
毛裏塔尼亞/塞內加爾
7 628 112 7 618 110 8 590 106 
美國墨西哥灣6 6 7 6 7 8 4 6 5 
已探明未開發的總數(4)
64 690 179 74 634 180 85 608 186 
科斯莫斯總探明儲量145 797 278 158 707 276 185 695 301 
______________________________________
(1)由於四捨五入，表中的合計不能相加。
(2)我們與Jubilee油田相關的儲量是基於WCTP區塊和DT區塊之間54.4%/45.6%的重新確定比例。上表反映了2021年10月在加納收購的額外權益以及2022年3月與圖洛公司的優先購買權交易。關於與Tullow的優先購買權交易的討論，見“項目8.財務報表和補充數據--附註3--收購和剝離”。
(3)這些儲量包括大Tortue Ahmeyim一期項目作為液化天然氣出口的估計數量，這是Tortue SPA於2020年2月敲定的結果。我們注意到，在我們的2021年儲量報告中，液化天然氣在MBOE中作為植物產品介紹。我們在加納的天然氣儲量包括預計將出售給加納政府的天然氣。如果將來與加納政府簽訂長期天然氣銷售協議，則剩餘天然氣的一部分可被確認為儲量。
這些天然氣儲量還包括在正常野外作業期間運營Jubilee和10個浮式生產儲氣站、赤道幾內亞設施和Greater Tortue Ahmeyim設施所需的估計燃料氣數量。對於加納，2023年、2022年和2021年，已探明的天然氣總儲量包括與Jubilee和加納近海10個氣田有關的燃料氣，分別約為19.9bcf、22.9bcf和30.0bcf。我們在赤道幾內亞的天然氣儲量都與燃料氣有關。就毛裏塔尼亞/塞內加爾而言，2023年、2022年和2021年已探明天然氣總儲量分別包括約52.3bcf、51.0bcf和51.0bcf的燃料氣。對於美國墨西哥灣，2023年已探明的天然氣總儲量包括約1.1Bcf的燃料氣。
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目錄表
(4)截至2023年12月31日，已探明的未開發儲量自首次披露以來預計將在五年後開發，這些儲量都與毛裏塔尼亞和塞內加爾的Greater Tortue Ahmeyim項目有關，該項目是根據具有長期液化天然氣銷售義務的持續鑽井計劃開發的長期項目。
(5)天然氣液體探明儲量在我國總探明儲量中只佔很小的一部分。因此，我們有彙總的天然氣液體和原油/凝析油儲量信息。

截至2023年12月31日止年度，Greater Jubilee的變化包括主要由於積極的油田表現、增加的天然氣銷售確認和積極的鑽井結果而積極修訂35.1 MBoe，但被Jubilee 12.8 MBoe的淨產量所抵消。Jubilee沒有與商品價格影響相關的變化。這些修正導致總體上增加了22.4MBoe。Ten的變化包括負修訂12.6MBoe，這主要是由於合作伙伴對Ten油田的開發工作範圍和油井業績的變化，Ten淨產量為1.3MBoe，總體儲量減少13.9MBoe。十年中與大宗商品價格效應相關的變化不大。赤道幾內亞的變化包括由於實地表現而對3.0MBoe的正面修正，但被與0.7MBoe的商品價格影響和3.5MBoe的淨產量相關的負面修正所抵消。赤道幾內亞的總淨儲備減少了1.1MBoe。毛裏塔尼亞和塞內加爾的變化包括，由於優化了大Tortue Ahmeyim第一階段項目的時間安排，對1.3MBoe進行了小幅積極修訂。與商品價格對毛裏塔尼亞和塞內加爾儲備的影響有關的變化不大。美國墨西哥灣的變化包括主要受奇數作業和龍捲風油田的表現以及Marmalard油井鑽探的負面影響而導致的2.3MBoe的負面修正。截至2023年12月31日的一年，美國墨西哥灣的淨產量為5.6百萬桶，總儲量減少了7.9百萬桶。與美國墨西哥灣大宗商品價格效應相關的變化並不重要。
在截至2023年12月31日的年度內，我們的已探明未開發儲量總體減少1.3 MBoe，原因包括銷售天然氣的增加和基於Jubilee現有油井業績改善而積極修訂未來油井預測(+26.0MBoe)、Jubilee積極的鑽井結果(+0.7MBoe)，被合作伙伴關係開發工作範圍的變化和計劃中十口油井的預測(-6.4MBoe)所抵消，從Okume鑽井計劃中移除一口計劃油井(-0.3MBoe)，優化了Greater Tortue Ahmeyim一期項目的時機(+1.3MBoe)，並改變了美國墨西哥灣幾個油田的回收(-0.3MBoe)。2023年與鑽井相關的已探明未開發儲量轉換為已探明已開發儲量包括在Jubilee鑽探五口井(-21.5 MBoe)和在Marmalard鑽探一口井(-0.8 MMBoe)。
在Greater Jubilee，我們將21.5 MBoe已探明的未開發儲量轉換為已探明的已開發儲量，鑽探五口井，成本約為980萬美元，以及約9130萬美元的海底成本。此外，我們在油井上花費了大約4050萬美元，預計這些油井將在未來幾年進行改造。在毛裏塔尼亞和塞內加爾，我們花費了大約2.598億美元推進Greater Tortue Ahmeyim第一階段開發，目標是在2024年第三季度為該項目提供第一批天然氣。在美國墨西哥灣，我們在Marmalard油田鑽探一口井，以大約1650萬美元的成本轉換了0.8MBoe。此外，我們花費了大約4900萬美元安裝Odd Job潛水泵，並花費了大約6750萬美元用於開發臨冬城油田。

截至二零二二年十二月三十一日止年度，Greater Jubilee的變化包括主要由於積極的鑽探結果及現場表現而修訂11.7MBoe，但因於2022年3月達成Tullow優先認購交易而修訂為負7.5MBoe，以及Jubilee的淨產量為11.3MBoe。這些修訂導致準備金總體減少7.1MBoe。TEN的變化包括負修正5.5MBoe，這主要是受最近油井表現的推動。2022年3月Tullow優先購買權交易的達成導致9.1 MBoe的額外負修正，以及2.0MBoe的淨10產量。這些修訂導致準備金總體減少16.7百萬桶。赤道幾內亞的變化包括在G區塊石油許可證延期和大宗商品價格改善的推動下，積極修訂了4.0MBoe。由於Ceiba生產業績和頂部優化，額外的積極修正為0.9MBoe，被赤道幾內亞3.7MBoe的淨產量所抵消。這些修訂導致總儲量增加了1.2百萬桶，天然氣儲量的變化可以忽略不計。毛裏塔尼亞/塞內加爾的變化包括，由於鑽探生產井而擴大了油田，因此天然氣產量增加了4.7百萬桶，根據最新的產量估計，凝析油的產量減少了0.7百萬桶。這些修訂導致準備金總體增加4.0MBoe。美國墨西哥灣的變化包括與臨冬城發現有關的3.0MBoe的積極修訂，以及與收購Kodiak油田額外權益有關的0.8MBoe的積極修訂。這些變化被2.0 MMBoe的負面修訂所抵消，該修訂基於最近在奇數作業和龍捲風中的水突破，以及科迪亞克生產問題。截至2022年12月31日的一年，美國墨西哥灣的淨產量為640萬桶。這些修訂導致準備金總體減少4.6 MBoe。
在截至2022年12月31日的年度內，由於幾個因素，我們的已探明未開發儲量總體減少了5.6百萬桶，這是幾個因素的結果，包括2022年3月Tullow優先認購交易的影響(-7.9百萬桶)，
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目錄表
優化Jubilee(+4.0MBoe)和Ten(+2.1MBoe)的未來鑽探，鑽探生產井和向下調整凝析油(+4.0MBoe)導致的Greater Tortue油田擴展，優化美國墨西哥灣的未來開發計劃(+1.3MBoe)，在2022年期間購買Kodiak油田的原地礦產(+0.2MBoe)和臨冬城發現(+3.0MBoe)。鑽井活動對已探明的未開發儲量變化的影響包括在Jubilee鑽探三口井(-4.6 MMBoe)，十分之一的井(-5.8 MMBoe)，以及Kodiak的一口井(-2.0 MMBoe)。我們注意到，赤道幾內亞已探明的未開發儲量的變化可以忽略不計。
在Greater Jubilee，我們將4.6百萬桶已探明的未開發儲量轉換為已探明的已開發儲量，鑽探了三口井，成本約為7510萬美元。在十年中，我們將5.8百萬桶已探明的未開發儲量轉換為已探明的已開發儲量，鑽探一口井，成本約為1,360萬美元。在美國墨西哥灣，我們將已探明的未開發儲量2.0百萬桶轉化為已探明的已開發儲量，在科迪亞克鑽了一口井，成本為1,360萬美元。
在截至2021年12月31日的年度內，大禧年的變化包括積極修訂49.1 MBoe，其中39.9 MBoe於2021年10月13日收購加納的額外權益。其他9.2 Mb的增加主要是由於現場表現、積極的鑽探結果以及對未來開發計劃的優化。新增股份部分被Greater Jubilee生產淨額7.4MBoe所抵銷，其中包括自2021年10月13日(收購日期)開始在加納收購額外權益所產生的生產。Ten的變化包括積極修訂18.2 MBoe，其中16.2 MBoe是在收購加納的額外權益時獲得的。其他2.0MBoe的增加主要是由於估計的伴生氣體銷售增加。淨產量為2.2MBoe，部分抵消了增加的產量。赤道幾內亞的變化包括與Okume Complex性能和鑽探結果相關的3.7MBoe的增加，但被3.6MBoe的淨產量所抵消。美國墨西哥灣的變化包括由於某些油田的強勁表現而增加了4.4MBoe，但被美國墨西哥灣7.2MBoe的淨產量所抵消。
在截至2021年12月31日的一年內，由於多個因素，我們的已探明未開發儲量總體增加了136.3 MBoe，包括收購加納的額外權益(大禧年+22.7MBoe，TEN+6.6MBoe)，優化大Jubilee的未來鑽探(+17.8MBoe)，增加一口未來開發井並優化美國墨西哥灣和赤道幾內亞的未來開發計劃(+6.8MBoe)，以及由於項目進展和油價上漲而導致的大Tortue Ahmeyim項目的經濟狀況(+106.5 MBoe)。鑽探活動對已探明的未開發產量變化的影響包括在Greater Jubilee的兩口井(-17.1 MMBoe)、十分之一的井(-3.6 MBoe)、赤道幾內亞的兩口井(-1.2 MBoe)和美國墨西哥灣的Tornado的一口井(-2.1 MMBoe)。
在Greater Jubilee，我們將17.1百萬桶已探明的未開發儲量轉換為已探明的已開發儲量，鑽探了兩口井，成本為2,520萬美元。在十年中，我們以890萬美元的成本鑽探了一口井，轉化了360萬桶已探明的未開發儲量。在赤道幾內亞，我們花費3560萬美元鑽探了兩口油井，並更換了某些海底基礎設施，將180萬桶已探明的未開發儲量轉化為已探明的已開發儲量。在美國墨西哥灣，我們將210萬桶已探明的未開發儲量轉化為已探明的已開發儲量，並在Tornado鑽探了一口油井，成本為1900萬美元。
估計探明儲量
除非本報告中另有明確説明，有關我們截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的估計淨探明儲量的概要數據已由我們的獨立儲量工程公司RSC根據美國證券交易委員會適用於參與石油及天然氣生產活動的公司的規則及規例編制。這些規則要求SEC報告公司使用儲量定義和基於12個月曆史未加權首日平均價格而不是年終價格的定價來編制儲量估計。有關SEC規則下的探明儲量定義，請參閲“術語表和選定的縮寫”。有關我們的獨立後備工程師的更多信息，請參閲下面的“-獨立石油工程師”。
我們的估計探明儲量和相關的未來淨收入，PV-10和標準化措施是根據美國證券交易委員會的探明儲量規則確定的。
未來淨收入是指扣除生產和開發成本（包括運營費用和生產税）後的探明儲量銷售的預計收入。於2023年12月31日的有關計算乃根據於2023年12月31日的有效成本及截至2023年12月31日止年度每月首日價格的12個月未加權算術平均數計算，並就預期市場溢價作出調整，而不考慮衍生工具交易，並於資產的整個年期內維持不變。不能保證探明儲量將於所示期間內開採，或價格及成本將維持不變。
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目錄表
獨立石油工程師
Ryder Scott Company，L.P.
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我們的獨立後備工程師RSC成立於1937年。80多年來，RSC一直為全球石油行業提供服務，包括髮布儲量報告和審計，石油和天然氣資產評估，包括公平市場價值確定，油藏模擬研究，提高採收率服務，專家證人證詞和管理諮詢服務。RSC的專業人員訂閲了專業行為準則，RSC是德克薩斯州的註冊工程公司。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我們委聘RSC就我們若干油氣資產的探明儲量範圍及價值編制獨立估計。這些報告是應我們的要求編制的，以估計我們的儲備和相關的未來淨收入以及其中所示期間的PV-10。我們於2023年、2022年及2021年12月31日的估計儲量及於2023年、2022年及2021年12月31日的相關未來淨收入及PV-10取自RSC根據RSC認為業內常用的石油工程及評估原則以及SEC制定的定義及現行法規編制的報告。2023年12月31日的儲量報告於2024年1月15日完成，副本作為本報告的附件。
就編制二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日的儲量報告而言，RSC自行編制其對探明儲量的估計。在儲量評估過程中，RSC並未獨立核實我們提供的有關所有權權益、油氣產量、試井數據、運營及開發的歷史成本、產品價格或與油田當前及未來運營及產品銷售有關的任何協議的信息及數據的準確性及完整性。然而，如在審查過程中，RSC注意到某些事項，以致對任何該等資料或數據的有效性或充分性產生疑問，RSC在圓滿解決有關問題或獨立核實該等資料或數據之前，不會依賴該等資料或數據。RSC獨立編制儲量估計，以符合SEC的指導方針，包括“合理確定性”的標準，因為它涉及在現有經濟和經營條件下對未來幾年儲量可回收性的預期，符合S-X法規規則4 - 10（a）（2）的定義。RSC根據其評估，於二零二三年十二月三十一日就我們的探明儲量發佈報告。RSC在估計中的主要經濟假設包括以各自調整後的基準價格出售碳氫化合物的能力和未來資本支出的某些水平。假設、數據、方法及先例適用於該等報告所服務的目的，而RSC使用其認為在編制報告的情況下所需的所有方法及程序。
用於確定探明儲量的技術
根據美國證券交易委員會的規定，探明儲量是指石油和天然氣的數量，通過分析地球科學和工程數據，可以合理確定地估計從給定日期開始，在現有的經濟條件下，從已知的儲層中經濟地生產，操作方法和政府法規。“合理確定性”一詞意味着對實際開採的石油和/或天然氣數量將等於或超過估計數的高度信心。合理的確定性可以通過使用已被證明有效的技術來確定，這些技術可以通過對同一儲層段、類似儲層中的項目的實際產量進行比較來證明，也可以通過使用可靠的技術來確定合理的確定性的其他證據來證明。可靠的技術是一組一種或多種技術（包括計算方法），這些技術已經過現場測試，並已被證明可以在被評估的地層或類似地層中提供具有一致性和可重複性的合理確定的結果。
為了合理確定我們的估計探明儲量，RSC採用了經證明可產生一致性和可重複性結果的技術。估算我們的探明儲量所使用的技術和經濟數據包括但不限於生產和注入數據、電測井、放射性測井、聲波測井、全巖心分析、井壁巖心分析、井下壓力和温度測量、儲層流體樣品、地球化學信息、地質圖、地震數據、試井和幹擾壓力和速率數據。未開發地區應佔儲量乃使用具有類似地質沉積環境、巖石質量、評估計劃及開發計劃的類似油井的表現估計，以評估估計最終可採儲量與原始石油儲量的關係。這些定性措施的基準和驗證對健全的石油油藏工程原理和方程，以估計最終可採儲量體積。這些技術包括但不限於節點分析、物料平衡和數值流動模擬。


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目錄表
儲量估算過程的內部控制
在我們的油藏工程團隊中，我們擁有一支石油工程和地球科學專業人員的內部員工，他們具有豐富的經驗，有助於我們的內部儲量和資源估計。該團隊與我們的獨立石油工程師密切合作，以確保在儲量和資源估算過程中提供的數據的完整性，準確性和及時性。我們的油藏工程團隊負責監督儲量估算的編制，擁有超過100年的行業經驗，在工程和評估方面的責任越來越大。我們團隊的每個成員都至少擁有石油工程或地質學的理學學士學位。我們的油藏工程團隊的主要負責人是Douglas Trumbauer先生。Trumbauer先生是德克薩斯州的註冊專業工程師（編號78735），在石油工程領域擁有超過38年的實踐經驗。彼於一九八五年畢業於賓夕法尼亞州立大學，持有石油及天然氣工程理學士學位。Trumbauer先生在加入Kobalry Energy之前曾在DeGolyer和MacNaughton工作了20年，我們相信他精通將行業標準實踐應用於工程和地球科學評估，以及理解和應用SEC和其他行業儲量定義和指導方針。
主要負責編制本報告所載RSC儲量報告中的估算的RSC技術人員是Tosin Famurewa先生。Famurewa先生自2006年以來一直在RSC從事石油工程諮詢工作。Famurewa先生是得克薩斯州的註冊專業工程師（編號100569），在石油工程方面擁有20多年的實踐經驗。彼於二零零零年畢業於加州大學伯克利分校，取得化學工程及材料科學工程理學學士學位，並於二零零七年取得南加州大學石油工程理學碩士學位。Famurewa先生符合或超過石油工程師協會頒佈的石油和天然氣儲量信息估計和審計標準中規定的教育，培訓和經驗要求，並精通明智地將行業標準實踐應用於工程和地球科學評估以及應用SEC和其他行業儲量定義和指南。
審核委員會每年對內部儲備及資源估計的發展過程進行監督。此外，我們的油藏工程團隊與獨立儲量工程師的代表會面，以審查我們的資產，並討論編制儲量和資源估計所用的方法和假設。最後，我們的高級管理層每年檢討儲量及資源估計。
未開發和已開發面積的總面積和淨面積
下表載列有關我們於二零二三年十二月三十一日的許可證及租賃面積的已開發及未開發部分的若干資料。
 發達地區欠發達地區  電流相位
 (英畝)(英畝)總面積（英畝）
探索
 毛收入淨（1）毛收入淨（1）毛收入淨（1）射程
 (單位：萬人)
加納(2)164 43 33 9 197 52 — (2)
赤道幾內亞65 26 1,857 1,311 1,922 1,337 
2024年和2026年
毛裏塔尼亞— — 735 204 735 204 2025
聖多美和普林西比— — 527 310 527 310 2024
塞內加爾— — 917 743 917 743 2024
美國墨西哥灣(3)110 30 142 76 252 106 
到2033年
(3)
總計339 99 4,211 2,653 4,550 2,752 
______________________________________
(1)根據Kosmos的參與權益，包括已行使的任何期權或補充權(Jubilee、Ten和Greater Tortue Ahmeyim油田)，但在行使現有但尚未行使的任何期權或補充權之前的淨面積。我們在加納的淨種植面積可能會受到任何利益重新確定的影響
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目錄表
在禧年股和我們在毛裏塔尼亞和塞內加爾的淨種植面積可能會受到重新確定大託爾圖·艾哈邁伊姆股利益的影響。
(2)WCTP石油合同和DT石油合同的勘探期限已經到期。上表所反映的未開發區域為我們探礦區內的面積，在勘探期屆滿時不應放棄。
(3)我們開發的美國墨西哥灣區塊由生產/運營持有，只要相關區塊的生產/政府批准的運營繼續下去，租賃期就會延長。對於未開發地區，許可證是無關緊要的，有不同的勘探階段，所有許可證都將在2033年結束。

生產井
生產井包括生產井和有能力生產的井，包括等待連接的井。對於既生產石油又生產天然氣的油井，該油井被歸類為油井。下表列出了截至2023年12月31日我們感興趣的生產油氣井的數量：
 多產多產  
 石油和油井天然氣和油井總計
 毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
加納(2)60 19.89 — — 60 19.89 
赤道幾內亞80 32.32 — — 80 32.32 
美國墨西哥灣（2）22 6.13 — — 22 6.13 
總計(1)162 58.34 — — 162 58.34 
______________________________________
(1)在162口生產井中，51口（毛）或17口（淨）在井筒內有多個完井。
(2)上表反映了我們在加納和美國墨西哥灣獲得的額外權益。見第8項。財務報表及補充資料-附註3-收購及資產剝離”以討論潛在的優先購買權影響。
鑽井活動
過去三年每年鑽探及完成之石油及天然氣井業績如下：
 勘探和評價井（1）開發井（1）  
 生產力（2）乾燥（3）總計生產力（2）乾燥（3）總計總計總計
 毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
截至2023年12月31日的年度
              
加納— — — — — — 7 2.70 — — 7 2.70 7 2.70 
毛裏塔尼亞/塞內加爾
— — — — — — 1 0.27 — — 1 0.27 1 0.27 
美國墨西哥灣
1 0.25 — — 1 0.25 1 0.11 — — 1 0.11 2 0.36 
總計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
              
加納(4)(5)— — 2 0.41 2 0.41 5 1.57 — — 5 1.57 7 1.98 
毛裏塔尼亞/塞內加爾
— — — — — — 3 0.80 — — 3 0.80 3 0.80 
總計— — 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
              
加納（4）— — — — — — 4 1.54 — — 4 1.54 4 1.54 
赤道幾內亞— — — — — — 2 0.80 — — 2 0.80 2 0.80 
美國墨西哥灣— — 1 0.38 1 0.38 1 0.29 — — 1 0.29 2 0.67 
總計— — 1 0.38 1 0.38 7 2.63 — — 7 2.63 8 3.01 
______________________________________
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目錄表
(1)截至2023年12月31日，已有8口勘探井和評估井被排除在表外，直到確定這些井是否發現了已探明儲量。此外，還有10口待完井的開發井也被排除在外。這些油井在下表中顯示為“暫停或等待完工的油井”。
(2)生產井是指被發現能夠生產足夠數量的石油或天然氣的探井或開發井，以證明作為石油或天然氣生產井的完井是合理的。生產井包括在它們被確定為生產的年份，而不是鑽井的年份。
(3)乾井是指不是生產井的探井或開發井。乾井被包括在被確定為不是生產井的年份，而不是鑽井的年份。
(4)上表反映了2021年10月在加納收購的額外權益以及2022年3月與圖洛公司的優先購買權交易。關於與Tullow的優先購買權交易的討論，見“項目8.財務報表和補充數據--附註3--收購和剝離”。
(5)包括NT-10井和NT-11井，從會計角度來看，這兩口井被認為是淘汰井，但作為十項發展計劃的一部分進行了鑽探。

下表顯示了截至2023年12月31日，正在鑽井或處於活躍完井階段的油井數量，以及暫停或等待完工的油井數量。
 積極開展鑽探工作富國銀行被停職。
 正在完成等待工程竣工
 探索發展探索發展
 毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
加納
        
延禧單位— — 1 0.39 — — 4 1.54 
十— — — — — — 5 1.02 
赤道幾內亞
區塊S— — — — 1 0.40 — — 
奧庫姆— — — — — — 1 0.40 
美國墨西哥灣
臨冬城1 0.25 — — — — — — 
提比略
— — — — 1 0.33 — — 
毛裏塔尼亞/塞內加爾        
毛裏塔尼亞BirAllah區塊— — — — 2 0.56 — — 
大Tortue Ahmeyim單位— — — — 1 0.27 — — 
塞內加爾卡亞爾·普羅旺德— — — — 3 0.90 — — 
總計1 0.25 1 0.39 8 2.46 10 2.96 
______________________________________

國內供應需求
我們的許多石油合同，或在某些情況下，適用於此類協議的適用法律，賦予各自東道國以國際市場價格購買根據此類協議生產的一定數量的石油/天然氣供國內消費的權利。此外，在批准Jubilee油田一期吊艙方面，Jubilee油田合作伙伴同意向GNPC免費提供Jubilee油田一期開發項目生產的第一批200 bcf天然氣。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已經履行了這一承諾。Jubilee合作伙伴達成了一項臨時協議，以每MMBtu 2.95美元的價格向加納政府出售Jubilee油田天然氣，直至2024年5月，同時合作伙伴繼續與加納政府就未來的長期天然氣銷售協議進行討論。

銷售和市場營銷
根據Jubilee UUOA和WCTP和DT石油合同的規定，我們有權取消和出售我們在Jubilee和十個生產單位的份額，以及其他Jubilee單位和十個合作伙伴的份額。多年來，我們已經進入了
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目錄表
與多家石油營銷代理簽訂協議，以銷售我們在Jubilee和ten Fields石油中的份額，我們批准該代理提出的每一項銷售條款。在赤道幾內亞，根據G區塊石油合同的規定，我們有權取消和出售我們在Ceiba油田和Okume綜合設施生產中的份額，G區塊的其他合作伙伴也是如此。我們目前與石油營銷商簽訂了原油營銷銷售協議，以營銷我們在Jubilee、Ten和Ceiba油田和Okume Complex石油中的份額，我們批准了這些代理商提出的每一項銷售條款。
在美國墨西哥灣，我們通常通過月度合同向買家出售原油，銷售在離岸的多個地點進行，具體取決於特定的資產。天然氣每月通過長期合同出售給買家，銷售要麼在海上進行，要麼在移除NGL後在陸上天然氣加工廠進行。我們積極向採購商推銷我們的原油和天然氣，購買的石油和天然氣銷售量的銷售價格與採購商協商，並基於某些公佈的指數。由於大多數石油和天然氣合同通常是按月簽訂的，而且在不同的物理位置，因此很少有專門針對任何一個買家的生產合同。我們銷售攜帶在我們生產的天然氣中的NGL。銷售這些產品的安排首先要求天然氣在陸上天然氣加工廠進行加工。一旦液體被移除和分餾(分離成單獨的碳氫鏈出售)，產品就由加工廠銷售。剩下的殘氣作為天然氣銷售(如上所述)出售給天然氣購買者。天然氣銷售合同是與加工廠簽訂的。收到的NGL價格要麼與指數掛鈎，要麼基於加工廠可以從第三方買家那裏獲得的價格。天然氣加工及其後的天然氣銷售須受本公司離岸租約所訂租期較長及租期為年限的合約所規限。
影響石油市場的因素有很多，包括運輸設施的距離和能力、當地市場內外對石油的需求、競爭性燃料的銷售以及政府對石油生產和銷售的管制的影響。我們的收入可能會受到當前經濟狀況和油價的實質性影響。然而，基於目前對原油的需求以及有其他買家可供選擇的事實，我們相信，失去我們的一名營銷代理和/或我們的營銷代理確定的任何買家不會對我們的財務狀況或經營業績產生長期的重大不利影響。俄羅斯在烏克蘭的戰爭、中東潛在的不穩定、地區或全球潛在的衰退、通脹壓力和其他不同的宏觀經濟狀況造成的持續經濟中斷，可能會進一步對公司未來的業務產生重大影響。任何潛在的幹擾將取決於這些事件的持續時間和強度，這些事件具有高度的不確定性，目前無法預測。
2020年2月，我們與大Tortue Ahmeyim油田的合資企業與BPGM簽署了Tortue第一階段SPA，以船上交貨(FOB)的方式銷售位於毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的大Tortue Ahmeyim油田的液化天然氣。Tortue第一期SPA的年度合同數量為127,951,000 MMBtu(“ACQ”)，相當於每年約245萬噸，受賣方有限下調的限制。Tortue第一期SPA下的液化天然氣銷售價格按ACQ產量的原油基準價格(“ACQ銷售價格”)的百分比設定。Tortue第一階段SPA的初始期限最長為20年，從“商業運營之日”開始，即在某些液化天然氣項目設施完成性能測試後開始。此外，為了優化Greater Tortue Ahmeyim第一階段天然氣生產的銷售商業價值，Kosmos已開始與潛在買家合作，利用我們現有Tortue第一階段SPA下的現有合同權利潛在地銷售貨物，以便從強勁的遠期天然氣價格前景中受益，同時履行我們與BPGM的合同義務。BPGM不同意我們的立場，我們同意BPGM尋求國際仲裁，以解釋SPA的相關條款。

競爭
石油和天然氣行業競爭激烈。在獲得許可證和租賃方面，我們遇到了來自其他獨立運營商和大型石油公司的激烈競爭。這些競爭對手中的許多人擁有比我們大得多的財政和技術資源和員工。因此，我們的競爭對手可能能夠為理想的石油和天然氣資產支付更高的價格，或者評估、競標和購買比我們的財務或人力資源所允許的更多數量的許可證和租賃。此外，這些公司還可能更好地承受大宗商品價格下跌、油井不成功、金融市場波動以及普遍不利的全球和整個行業經濟狀況帶來的財務壓力。這些公司也可能更有能力承受相關法律法規變化帶來的負擔，這些變化可能會對我們的競爭地位造成不利影響。
從歷史上看，我們也受到鑽機競爭和相關設備供應的影響。大宗商品價格上漲通常會增加對鑽機、供應、服務、設備和人員的需求。經驗豐富的鑽井人員、設備和服務的短缺或成本增加，可能會限制我們鑽探油井和開展業務的能力。
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目錄表
石油和天然氣行業作為一個整體經歷了持續的波動。在全球範圍內，俄羅斯在烏克蘭的戰爭、中東潛在的不穩定、潛在的衰退、通脹壓力和其他不同的宏觀經濟狀況影響了石油和天然氣的供需，這也導致了石油和天然氣價格的大幅波動。2023年，我們國際石油銷售的基準布倫特原油價格約為每桶71美元至98美元。HLS原油是我們美國墨西哥灣石油銷售的基準，其交易價格通常低於過時的布倫特原油，2023年期間約為68美元至95美元。剔除對衝的影響，我們2023年的實現油價為每桶81.35美元。

財產所有權
我們認為，根據國際石油和天然氣行業普遍接受的標準，我們對我們的石油和天然氣資產擁有令人滿意的所有權。我們的許可證和租賃須遵守常規特許權使用費和其他權益、運營協議下的留置權以及石油和天然氣行業慣常的其他負擔、限制和產權負擔，我們認為這些限制和產權負擔不會對我們權益的使用造成實質性幹擾，也不會影響我們權益的賬面價值。
環境問題
一般信息
我們受到各種嚴格和複雜的國際、外國、聯邦、州和地方環境、健康和安全法律和法規的約束，這些法律和法規涉及的事項包括向地面、空氣或水排放污染物；受管制材料的產生、儲存、搬運、使用和運輸；以及我們員工的健康和安全。除其他事項外，這些法律和法規可能：
•要求在業務開始前或業務繼續前獲得、續簽和維持各種許可證；
•責令作業或設施遵守適用的法規和許可；
•限制石油和天然氣鑽探、生產和運輸活動中可能排放到環境中的各種物質的種類、數量和濃度；
•限制、限制、徵税或以其他方式限制温室氣體和其他空氣污染物的排放，或以其他方式尋求解決或儘量減少氣候變化的影響，並要求披露温室氣體排放和其他與氣候變化有關的信息；
•限制或禁止在受保護或其他敏感區域內的某些地點進行鑽探活動；以及
•要求採取措施減輕或補救污染，包括我們的區塊合作伙伴或承包商的運營造成的污染。
這些法律和法規還可能將石油和天然氣的生產速度限制在原本可能達到的水平以下。遵守這些法律可能代價高昂；石油和天然氣行業的監管負擔增加了在該行業開展業務的成本，從而影響了盈利能力。我們致力於繼續遵守適用於我們在所有國家開展業務的所有環境法律和法規。我們已經制定了政策、運營程序和培訓計劃，旨在限制我們運營的環境影響，並確定並遵守現有和新的法律法規，然而，遵守現有或未來更嚴格的法律法規的成本可能會對我們的財務狀況和運營結果產生重大不利影響。
此外，公眾對環境保護的興趣繼續增加。在一些地區進行近海鑽探遭到了環保組織的反對，在其他地區也受到了限制。如果頒佈法律或法規，或採取其他政府行動，禁止或限制近海鑽探，或實施增加石油和天然氣行業總體成本的環境要求，例如更嚴格或成本更高的廢物處理、處置或清理要求或財務責任和保證要求，我們的運營可能會受到不利影響。
根據一般行業慣例，根據由吾等或吾等的區塊或租賃合作伙伴簽訂的鑽機使用條款，鑽井承包商通常會就源自水面以上及該等鑽井承包商的財產(包括其鑽井平臺及其他相關設備)的污染及環境損害賠償吾等及吾等的區塊合作伙伴。此外，根據我們區塊的運營協議條款和
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目錄表
除在某些情況下外，各區塊或租賃夥伴須按其參與權益的比例承擔因污染及環境損害、圍堵及清理活動、任何油井的損失或損壞、因井噴、漏斗、火災或失控油井而造成的石油或天然氣損失、儲存石油及天然氣的損失，以及封堵或控制任何油井所產生的責任。我們在我們經營的地區維持典型的行業保險範圍，包括財產損失保險、生產損失保險、沉船清除保險、油井控制保險、一般責任(包括包括油井污染和其他作業在內的污染責任)。我們還為我們擁有的FPSO參加了一項保險計劃。我們相信，我們的保險是根據我們的規模和業務，並根據我們的合同和監管義務，按照行業的典型金額進行的。
國際(非運營)
圖洛、BP和三叉戟，我們的合作伙伴以及加納近海的Jubilee單元和10個油田，(Ii)毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的各種油田，以及(Iii)赤道幾內亞近海的Ceiba油田和Okume綜合設施的運營商，分別維持涵蓋聯合行動的漏油應急計劃(OSRP)。OSRP包括獲取溢油響應有限公司(“OSRL”)的溢油響應服務，該服務包括技術專業知識和援助，包括獲取響應設備和消散劑噴灑系統。該設備包括蓋板堆疊、碎片清除、海底分散劑和輔助設備。該設備符合行業公認的標準，可以通過空運和其他傳統方式進行部署，以適應多種應用場景。根據OSRPS，可能會啟動應急小組對漏油事件做出反應。
此外，Koombo還制定了應急響應計劃，並訂閲了響應組織，以準備並證明我們在我們是運營商的情況下準備應對海底井控事件。
美國墨西哥灣（運營和非運營）
在2010年美國墨西哥灣發生重大井控事件和漏油事件後，美國內政部更新了管理運營商應對類似事件所需響應設備的類型、數量和能力的法規。這些法規還規定了操作人員需要接受和證明熟練程度的培訓類型和頻率。Koombo還擁有由安全和環境執法局（“BSEE”）批准的OSRP。如果需要，在美國墨西哥灣發生石油泄漏或遏制事件時，該OSRP將被激活。Kokaran加入了為滿足新條例要求而成立的幾個合作社。對於封蓋和密封，Kobalos加入了HWCG，LLC財團，其能力包括：（i）一個額定值為15，000 psi的雙閘板封蓋組和一個額定值為20，000 psi的閥封蓋組，（ii）用於封蓋和容納具有機械和結構完整性的井的幹預設備，所述井將在高達10，000英尺的深度處關閉，以及（iii）每天捕獲和處理130，000桶流體和每天220 MMcf氣體的能力。Kokarak亦為Clean Gulf Associate（“CGA”）溢油合作組織的成員，該組織提供溢油應對能力以符合監管要求。設備和服務包括大容量公海撇油系統（“HOSS”）、戰略性地部署在美國墨西哥灣沿岸的專用溢油應急船、分散劑和分散劑輸送系統、各種類型的溢油應急圍油欄和移動野生動物康復設備。根據聯邦法規，所有HWCG和CGA設備都專用於美國業務，不能在國外使用。此外，Kokaros還是海上溢油應急公司（“MSRC”）的成員，該公司還為美國墨西哥灣的沿海和內陸環境提供各種溢油應急服務。

網絡安全
在Kosmos Energy，網絡安全風險管理是我們整體信息技術災難恢復和安全事件響應計劃的組成部分。我們的網絡安全風險管理計劃旨在與我們的業務戰略保持一致，該戰略基於我們公司的規模以及我們信息技術系統和行業最佳實踐的複雜程度。處理網絡安全威脅和事件的框架，包括與使用第三方服務提供商開發和提供的應用程序和服務相關的威脅和事件，以及公司不同部門之間的協調，包括評估與第三方服務提供商相關的網絡安全威脅的嚴重性，各種網絡安全對策和緩解戰略，以及向管理層和審計委員會通報重大網絡安全威脅和事件。我們的信息技術團隊負責評估我們的網絡安全風險管理計劃，目前我們沒有聘請第三方來設計我們的網絡安全風險管理計劃。此外，我們的信息技術團隊每年都會為所有員工和承包商提供網絡安全培訓。
我們董事會的審計委員會對我們的風險管理負有全面監督責任，並負責監督我們的網絡安全風險管理計劃。審計委員會負責確保
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目錄表
管理層制定了旨在識別和評估公司面臨的網絡安全風險的流程，並實施了管理網絡安全風險和緩解網絡安全事件的流程和計劃。審計委員會還向我們的全體董事會報告重大的網絡安全風險。管理層負責持續識別和評估重大網絡安全風險，建立確保監控此類潛在網絡安全風險暴露的流程，制定適當的緩解措施，並維護網絡安全計劃。我們的網絡安全項目在首席信息官(CIO)的指導下，他接收我們信息技術團隊的報告，並監控網絡安全事件的預防、檢測、緩解和補救。我們的首席信息官和專職人員都是經過認證和經驗豐富的信息系統安全專業人員和具有多年經驗的信息安全經理。管理層，包括首席信息官和我們的信息技術團隊，定期向審計委員會通報公司的網絡安全計劃、重大網絡安全風險和緩解戰略的最新情況，並每季度提供網絡安全報告，其中包括第三方對公司網絡安全計劃的測試和評估結果、網絡安全的發展以及公司網絡安全計劃和緩解戰略的更新。
2023年，我們沒有發現任何對我們的業務戰略、運營結果或財務狀況產生重大影響或有合理可能性產生重大影響的網絡安全威脅。然而，儘管我們做出了努力，我們不能消除網絡安全威脅的所有風險，也不能保證我們沒有經歷過未被發現的網絡安全事件。有關這些風險的更多信息，請參閲本年度報告10-K表格中的“風險因素”。
人力資本資源
健康與安全
我們員工和與我們一起工作的員工的健康和安全是科斯莫斯的優先事項。員工和承包商應採取一切必要和合理的行動，遵循安全工作慣例，遵守相關政策和法規，並完成所有適用的培訓，以確保安全操作。 為了支持我們對健康、安全和環境的承諾，我們有一套全面的健康、安全、環境和安保(HSES)管理體系，適用於科斯莫斯的所有員工和承包商，被稱為“標準”。除了採用該標準外，科斯莫斯還通過在線和麪對面培訓、定期應急演習和有影響力的安全討論，培養了強大的安全文化。
文化、參與和發展
Kosmos的目標是成為一家以交付業績和成為首選工作場所而聞名的世界級公司。我們感到自豪的是，我們有能力為員工提供具有職業挑戰性、個人價值和專注於提供價值的職業。我們的目標是通過包容的文化提供一個激勵和回報的工作環境，促進創業思維，促進團隊合作，並擁抱道德行為。
科斯莫斯致力於投資於員工的發展。 我們通過混合學習方法支持發展，包括面對面和虛擬培訓機會、在職培訓、會議、跨團隊項目和經驗以及我們的領導力發展計劃。每年，所有員工還有機會通過我們的年度員工意見調查，就員工體驗和Kosmos文化提供反饋。 根據員工得分和反饋，科斯莫斯被《達拉斯晨報》和《休斯頓紀事報》評為2023年最適合工作的100個地方之一。通過這項年度調查收到的反饋用於支持持續改進和增強員工的整體體驗。2023年，Kosmos的留存率為95%。
多樣性和包容性
科斯莫斯專注於招聘、留住和發展一支多元化和包容性的員工隊伍，以擁抱我們的價值觀和文化。 我們尋求促進我們勞動力的多樣性，這既是因為這是正確的做法，也是因為它讓我們有機會接觸到最廣泛的人才。 通過針對員工不同背景和身份的社會和教育活動，Kosmos幫助在整個公司培養包容精神。我們宣傳和慶祝Kosmos員工和申請者的一系列不同的觀點和經歷，無論是在種族、民族、性別、性別、性取向、性別表達、宗教、民族血統、殘疾或經歷方面。
我們尋求從我們開展業務的國家僱用合格的人員，併為我們招聘和留住當地工作人員的記錄感到自豪。今年，我們在所有東道國辦事處都保留了100%的當地員工。
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目錄表
截至2023年12月31日，我們有243名員工，其中200名位於美國，43名居住在我們的海外辦事處。 我們的員工中約37%為性別多元化，約21%為少數族裔。
員工幸福感
Koomba為員工提供一系列強大的福利，包括健康計劃，股權機會，儲蓄計劃，短期和長期激勵措施。所有國內員工都將獲得公司股權，作為總獎勵計劃的一部分，使員工獎勵與股東利益保持一致。我們還提供強大的員工援助計劃（EAP），為有個人和/或工作相關心理健康問題的員工提供免費和保密的評估，諮詢和後續服務。
這些福利旨在促進員工的長期情感、身體和財務健康和福祉，並提高員工的敬業度和保留率。此外，我們相信，這些福利有助於促進工作與生活的平衡，以及優先考慮員工整體健康的文化。
企業信息
2018年12月，Kopped Energy Ltd.將我們的註冊管轄權從百慕大變更為美國特拉華州。我們在特拉華州的註冊辦事處位於特拉華州威爾明頓市奧蘭治街1209號公司信託中心，郵編19801。我們的行政辦公室位於8176 Park Lane，Suite 500，Dallas，Texas 75231，電話號碼為+1（214）445 9600。
可用信息
Koombo在紐約證券交易所和倫敦證券交易所上市，我們的普通股以KOS代碼交易。我們向SEC以及倫敦證券交易所監管新聞服務（“LSE RNS”）提交或提供年度、季度和當前報告、委託書和其他信息。美國證券交易委員會維護一個網站http://www.sec.gov，其中包含我們以電子方式向美國證券交易委員會提交的文件。LSE RNS維護一個網站http://www.londonstockexchange.com，其中包含我們以電子方式向LSE RNS提交的文件。
本公司亦設有一個名為 www.kosmosenergy.com.我們網站上的信息不會以引用方式併入本10-K表格年度報告，也不應被視為本10-K表格年度報告的一部分。我們的網站僅作為非活動的技術參考。我們在我們的網站上免費提供我們的10-K表格年度報告、10-Q表格季度報告、8-K表格當前報告，以及根據《交易法》第13（a）條提交或提供的報告的修訂（如適用），這些報告以電子方式提交給SEC後，我們會在合理可行的情況下儘快提交。
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目錄表
第1A項：風險因素
閣下應仔細考慮及閲讀下文所述的所有風險及不確定因素，連同本報告所載的所有其他資料，包括綜合財務報表及載於“第8項”的相關附註。財務報表和補充數據”。倘任何以下風險實際發生，我們的業務、業務前景、財務狀況、經營業績或現金流量可能受到重大不利影響。下面的風險並不是我們面臨的唯一風險。我們目前不知道或我們目前認為不重要的其他風險也可能對我們產生不利影響。

彙總風險因素
我們的業務面臨許多風險，包括可能阻礙我們實現業務目標或可能對我們的業務、財務狀況、運營結果、現金流和前景產生不利影響的風險。下面將更全面地討論這些風險，包括但不限於與以下各項相關的風險：

我們的石油和天然氣業務
•我們的探明儲量有限;
•我們在估計我們的發現和前景的特徵方面面臨着很大的不確定性；
•鑽探油井是投機性的，可能不會有任何發現；
•開發井可能不會產生商業產量的石油和天然氣儲量；
•我們確定的鑽探和基礎設施位置是隨着時間的推移而安排的，這使得它們容易受到不確定性的影響；
•根據合同，我們有義務鑽探油井並宣佈任何發現，以保留勘探和生產權；
•與我們簽訂合同的第三方無力履行其義務可能會對我們的財務業績產生不利影響；
•單位合夥人在延禧股和大託爾圖·艾哈邁伊姆股各自的權益有待重新確定；
•我們不是我們所有許可證區域和設施的運營商，也不持有我們某些許可證區域的所有工作權益；
•我們估計的已探明儲量是基於許多可能被證明是不準確的假設；
•我們已探明儲量未來淨收入的現值不一定與我們估計的石油和天然氣儲量的當前市場價值相同；
•我們可能無法將我們在許可證區生產的任何天然氣中的權益商業化；
•我們無法及時獲得適當的設備和基礎設施，可能會阻礙我們進入石油和天然氣市場，或推遲我們的石油和天然氣生產；
•我們面臨着石油和天然氣勘探和生產所固有的許多風險；
•我們受到鑽探和其他操作和環境風險和危害的影響；
•我們的行動可能受到與天氣有關的事件的實質性不利影響，包括但不限於熱帶風暴和颶風，以及氣候變化的實際影響；
•石油和天然氣項目的開發進度可能會出現延誤和成本超支；
•我們的離岸和深水業務涉及特殊風險，可能對我們的業務結果產生不利影響；
•我們曾經並將繼續與某些東道國政府和合同對手方就我們的某些權利和責任發生分歧，並可能在未來與我們的東道國政府和(或)合同對手方發生分歧；
•我們在非洲和美國墨西哥灣許可證的地理位置使我們面臨着由於具體影響這些地區的因素而造成收入損失或減產的風險；

我們的業務和財務狀況
•石油和天然氣價格大幅或持續下跌可能對我們的業務、財務狀況和經營業績產生不利影響;
•我們的商業計劃需要大量的額外資本;
•我們可能會被要求對我們的石油和天然氣資產的賬面價值進行減記，原因是我們運營的估計未來淨現金流量減少，這可能是由於石油和天然氣價格下跌、油田表現不佳、支出增加或投資時間或金額變化等
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目錄表
這些減少可能會導致我們的公司左輪手槍和商業債務工具下的可用性減少;
•我們面臨着各種風險，這些風險與石油和天然氣勘探、開發和生產活動的積極性增加或公眾情緒的變化以及環境、社會和管治考慮因素有關，包括氣候變化和向低碳經濟過渡;
•疾病爆發可能對我們的業務運營和財務狀況產生不利影響;
•信貸或股票市場的惡化可能對我們產生不利影響;
•我們可能會因未來的石油和天然氣業務而遭受重大損失並受到責任索賠，對此我們可能沒有足夠的保險;
•全球經濟增長放緩可能對我們的經營業績和財務狀況產生重大不利影響;
•增加的成本和可用資金可能對我們的業務產生不利影響;
•我們的衍生工具活動可能導致財務損失或減少我們的收入;
•我們的商業債務融資、循環信貸融資和約束我們優先票據的契約包含某些可能抑制我們進行某些投資、產生額外債務和從事某些其他交易的能力的契約;
•我們的優先票據條款可能會阻礙第三方收購我們;
•我們的負債水平可能會增加，從而降低我們的財務靈活性;
•我們是一家控股公司，我們支付未償債務的能力取決於從我們的子公司收到的資金;
•我們可能面臨與收購有關的風險，並且收購的整合可能很困難;
•如果我們未能實現收購的預期收益，我們的經營業績可能會受到不利影響;
•網絡事件，包括數字安全漏洞，可能導致信息被盜，數據損壞，運營中斷和/或財務損失;
•我們利用淨經營虧損結轉的能力可能受到某些限制;

監管
•我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接受到政治、經濟和環境狀況的不利影響;
•美國墨西哥灣更全面和嚴格的監管大大增加了海上石油和天然氣勘探和生產作業的成本和延誤;
•石油和天然氣行業競爭激烈，我們的許多競爭對手擁有和使用的資源比我們多得多;
•石油和天然氣行業的參與者受到許多法律、法規和其他立法文書的約束，這些法律、法規和其他立法文書可能影響到開展業務的成本、方式或可行性;
•我們受到眾多健康、安全和環境法律法規的約束，這些法律法規可能導致重大責任和成本;
•我們可能會面臨有關反腐敗法的主張或責任;
•聯邦監管法律可能對我們使用衍生工具的能力產生不利影響;

一般事項
•我們依賴於我們的管理和技術團隊的某些成員;
•我們在一個充滿爭議的環境中工作;
•我們面臨着與全球民粹主義相關的各種風險;
•我們的股價可能會波動，我們普通股的購買者可能會遭受重大損失;
•如果發行額外的股票，我們普通股的持有者將被稀釋。





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目錄表

與我們的石油和天然氣業務有關的風險
我們已探明的儲量有限，我們決定鑽探的地區可能不會產生商業數量或質量的石油和天然氣，或者根本不會。
我們的探明儲量有限。我們的部分石油和天然氣資產包括未經批准的PoD和有限的井穿透的發現，以及根據現有的地震和地質信息確定的尚未證實的前景，這些信息表明可能存在碳氫化合物。然而，我們決定鑽探的地區可能不會產生商業數量或質量的石油或天然氣，或者根本不會。我們目前的許多發現和我們所有的前景都處於不同的評估階段，這將需要大量的額外分析和解釋。即使在正確使用和解釋時，二維和三維地震數據和可視化技術也只是用來幫助地球科學家識別地下結構和碳氫化合物指標的工具，並不能使解釋者知道碳氫化合物是否實際上存在於這些結構中。因此，我們不知道我們的任何發現或前景是否含有足夠數量或質量的石油或天然氣，以收回鑽井和完井成本或經濟上可行。即使在我們的發現或前景中發現了商業數量的石油或天然氣，集輸管線、海底基礎設施、其他生產設施和浮式生產系統的建設成本以及運輸成本可能會使這些發現或前景在經濟上不可行，並且各個監管機構可能不會批准PoD，這是開發商業發現的必要步驟。此外，我們使用其他油井、更充分勘探的發現或生產油田的可用數據進行的類比可能無法證明對我們的鑽探前景有效。如果數據、信息、研究和以前的報告表明發現或勘探的可能開發在商業上不可行，因此不值得進一步投資，我們可能會終止發現或勘探的鑽探計劃。如果我們的大量發現或前景未能證明是成功的，我們的業務，財務狀況和經營業績將受到重大不利影響。
毛裏塔尼亞和塞內加爾近海深水區是我們目前集中大量開發努力的區域，但由於在這種深度進行鑽探和開發的成本和困難，以及該區域最近才發現商業數量的碳氫化合物，因此直到最近才被認為在經濟上可行。同樣，我們的聖多美和普林西比近海深水許可證尚未證明是一個經濟上可行的生產區。我們的探明儲量有限，我們可能無法成功地從我們的其他發現和前景開發額外的商業可行的生產。
我們在估計我們的發現和前景的特點時面臨着很大的不確定性。
我們報告了我們發現和展望的特點的數字和其他衡量標準。這些措施可能是不正確的，因為這些措施的準確性取決於現有的數據、地質解釋和判斷。到目前為止，我們已經鑽探了有限數量的前景。我們從其他油井、發現或生產油田中得出的任何類比，都可能被證明不是根據我們的發現和前景成功開發已探明儲量的準確指標。此外，我們無法評估我們可能使用的來自其他各方生產的模擬油井或勘探成果的數據的準確性。
很可能我們要鑽探的油井中很少或沒有一口井能找到商業質量或數量的碳氫化合物聚集物。實際結果與我們的假設之間的任何重大差異都可能對可歸因於任何特定前景的碳氫化合物數量產生重大影響。
鑽探油井是投機性的，通常涉及的鉅額成本可能比我們估計的要高，可能不會導致任何發現或增加我們未來的產量或儲量。鑽探成本、估計或基本假設中的任何重大不準確都將對我們的業務產生重大影響。
勘探和開發碳氫化合物儲量涉及高度的技術、運營和財務風險，這使得無法就實現某些目標所需的時間和成本作出明確的聲明。規劃、鑽探、完井和運營油井的預算成本往往超過預算成本，當鑽探成本因通脹壓力上升、各類油田設備和相關服務供應收緊、或意外的地質條件或運營挑戰而上升時，可能會大幅增加。
在一口井被挖出之前，我們會產生巨大的地質和地球物理(地震)成本，無論一口井最終是否產生商業數量的碳氫化合物或根本就沒有被鑽探，都會產生這些成本。鑽井失敗的原因可能有很多，包括地質條件、天氣、成本超支、設備短缺和機械故障或力量
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不可抗力事件。探井比開發井承受着更大的失敗風險。過去，我們曾經歷過鑽井不成功的經歷，因為我們鑽了乾井。此外，一口井的成功鑽探並不一定會帶來商業上可行的油田開發，也不一定預示着商業上可行的油田的開發潛力。各種因素，包括與地質和市場有關的因素，可能會導致一個油田變得不經濟，或者只是略微經濟。缺乏鑽探機會或停產的項目可能會導致我們產生與閒置鑽井平臺和/或相關服務相關的鉅額成本，特別是如果我們無法將鑽井平臺槽外包給其他方的話。在商業開發之前，我們許多可能開發的探礦需要大量額外的勘探、評估和開發、監管批准和資源承諾。此外，一個成功的發現將需要大量的資本支出來評估、開發和生產石油和天然氣，即使我們認為這樣的發現在商業上是可行的。見-我們的業務計劃需要大量額外資本，我們可能無法以可接受的條件籌集資金，或在未來根本無法籌集資金，這反過來可能會限制我們發展勘探、評估、開發和生產活動的能力。在我們開展業務的國際地區，我們面臨更高的地面風險，需要更高的預期回報，由於普遍缺乏基礎設施和不發達的石油和天然氣工業，需要增加資本支出，由於地理位置偏遠，運輸費用增加，這要麼需要一口井特別高產，要麼需要存在多口成功的井，以便能夠開發具有商業可行性的油田。見-我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接地受到我們所在國家和地區的政治、經濟和環境環境以及法律和法規變化的不利影響。此外，如果我們的實際鑽探和開發成本明顯高於我們的估計成本，我們可能無法繼續按照建議的業務運營，並可能被迫修改我們的運營計劃。
開發鑽探可能不會產生商業產量的石油和天然氣儲量。
我們的勘探成功為我們提供了重大開發和評估項目，我們正在推進這些項目，未來的任何勘探發現也將需要重大開發努力才能投產。我們必須成功地執行我們的開發項目，包括開發鑽井，以產生未來的生產和現金流。然而，開發鑽探並不總是成功的，開發項目的盈利能力可能會隨着時間的推移而變化。
例如，在新的開發項目中，現有的數據可能不能讓我們完全瞭解油藏的範圍，也不能選擇鑽探開發井的最佳位置。我們鑽探的開發井可能是乾井，也可能產生非商業數量的碳氫化合物。開發鑽探和其他開發活動的所有成本都是資本化的，即使這些活動沒有產生商業生產數量的碳氫化合物儲量。如果大宗商品價格大幅下跌，運營或開發成本大幅增加，或者油藏表現低於預期，這將使物業面臨更高的未來減值風險。
我們已確定的鑽探和基礎設施位置是隨着時間的推移而安排的，這使得它們容易受到不確定性的影響，這些不確定性可能會大幅改變其鑽探或基礎設施安裝或修改的發生或時間。
我們的管理團隊已在多年期間確定並安排了許可證和租賃區上的鑽探位置和可能的基礎設施位置。我們鑽探和開發這些地點的能力取決於許多因素，包括設備和資本的可用性、區塊或租賃合作伙伴以及國家和州監管機構的批准、季節性條件、油價、風險評估、成本和鑽探結果。例如，美國聯邦政府的停擺可能會推遲與我們在美國墨西哥灣許可區內的鑽探或開發活動相關的監管審查和批准程序。關於是否鑽探或開發上述任何地點的最終決定將取決於本報告其他部分描述的因素，以及在某種程度上我們與現有油井和鑽井地點相關的鑽探和生產活動的結果。由於這些不確定性，我們不知道我們確定的鑽探地點是否會在我們預期的時間框架內鑽探或安裝或修改基礎設施，或者我們是否能夠從這些或任何其他潛在的鑽探地點經濟地生產碳氫化合物。因此，我們的實際鑽探和開發活動可能與我們目前的預期大不相同，這可能會對我們的運營業績和財務狀況產生不利影響。
根據我們某些石油合同的條款，我們有合同義務鑽探油井並宣佈任何發現，以保留勘探和生產權。在我們許可證區域的競爭市場中，如果不鑽探這些油井或宣佈任何發現，可能會導致鉅額許可證續期成本或我們在許可證區域未開發部分的權益損失，其中可能包括我們的某些前景或未開發的發現。
為了保護我們在許可區域的勘探和生產權，我們可能需要滿足各種鑽探和申報要求。一般而言，除非我們在指定的時間段內作出並宣佈發現
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在我們的某些石油合同和許可證中，我們在許可證區域未開發部分的利益可能會失效。如果探礦帶來發現，我們不能向您保證，我們不會在評估和開發這些探礦方面遇到延誤，或者以其他方式不得不放棄這些探礦。在這些地區維持石油合同的成本可能會波動，自最初的條款以來可能會大幅增加，我們可能無法以商業合理的條款續簽或延長此類石油合同，甚至根本無法續簽。因此，我們的實際鑽探活動可能與我們目前的預期大不相同，這可能會對我們的業務產生不利影響。
根據某些石油合同，我們承諾進行勘探和其他相關活動。如果做不到這一點，我們可能會失去許可證。截至2023年12月31日，我們在赤道幾內亞的三口開發井和一口探井的鑽探義務尚未履行。在某些其他石油合同中，我們處於初始勘探階段，其中一些合同有某些義務尚未履行。在接下來的幾年裏，我們可能會選擇進入這些石油合同的下一階段，其中可能會包括鑽探油井的堅定義務。未能履行我們的義務可能會導致我們失去許可證。
我們的一些石油合同的勘探期已經到期或可能在不久的將來到期。對於我們的每一份石油合同，我們不能向您保證是否會批准任何續簽或延期，也不能保證是否會以商業合理的條款獲得任何新協議，或者在某些情況下根本不會。有關我們與各種石油合同有關的業務狀況的更多詳細信息，請參閲“項目1.業務-按地理區域進行的業務”。
與我們訂立合同的一個或多個第三方無力履行其對我們的義務，可能會對我們的財務業績產生不利影響。
如果與我們或與我們的許可證和租賃區的運營商簽訂合同的第三方不能履行他們在此類協議下的承諾，我們可能要承擔某些費用。我們目前因我們的大宗和/或單位合作伙伴的共同應收利息而面臨信用風險。如果我們在我們持有權益的區塊或單位中的任何合作伙伴無法承擔其應承擔的勘探、開發和退役費用，我們可能需要承擔此類費用。在過去，我們的某些合作伙伴沒有在這些區塊的相關協議所要求的時間範圍內支付其份額的區塊成本。這導致這種一方違約，這反過來要求Kosmos及其非違約大宗合作伙伴在違約期內支付違約方費用的比例份額。如果違約得不到治癒，Kosmos可能被要求支付違約方未來應承擔的費用。
此外，我們和我們的許可證和租賃區的運營商與第三方簽訂合同，就我們的開發項目和勘探前景進行鑽探和相關服務。此類第三方可能無法按計劃或在預算範圍內履行其向我們提供的服務。此外，這些第三方擁有和運營的鑽井設備、設施和基礎設施非常複雜，容易出現故障和故障。任何故障或故障都可能超出我們的控制，並導致延誤，這可能是嚴重的。設備、設施或設備故障或故障導致鑽探活動的任何延誤都可能大幅增加我們的鑽探成本，並對我們的業務、財務狀況和運營結果造成不利影響。
我們對信用風險的主要敞口將是通過出售我們的石油和天然氣以及我們的商品衍生品合同產生的應收賬款。我們的重要客户或交易對手不能或不能履行他們對我們的義務，或者他們的破產或清算可能會對我們的財務業績產生不利影響。此外，我們的石油和天然氣衍生品安排使我們在交易對手違約的情況下面臨信用風險。共同利息應收賬款來自我們的大宗合作伙伴。與我們簽約的第三方不能或不能履行他們對我們的義務，或者他們的破產或清算可能會對我們的財務業績產生不利影響。我們無法預測信譽或履約能力的突然變化。即使我們確實準確地預測了突然的變化，我們否定風險的能力也可能是有限的，我們可能會招致重大的經濟損失。
單位合夥人在Jubilee單位和Greater Tortue Ahmeyim單位的各自權益將重新確定，我們在每個此類單位的權益可能會因此而減少。
延禧油田的利益和開發受《延禧油田協議》的條款管轄。Jubilee UUOA的各方，即WCTP和DT區塊的集體利益持有者，最初同意平等分享Jubilee單位的權益，每個區塊被視為貢獻該單位面積的50%。因此，銀禧股的各自權益最初由這些已繳交的集體權益中的各自權益決定。根據《延禧UUOA》的條款，一旦該單位完成了足夠的開發工作，將重新確定此類已繳權益的百分比。初步重新確定程序於2011年10月14日完成。作為初步重新確定過程的結果，WCTP區塊的區域參與率被確定為54.4%，DT區塊的區域參與率為45.6%。因此，我們的單位權益(在延禧單位的參與權益)從
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23.5%至24.1%，在初步重新確定過程完成後。收購擁有WCTP區塊及DT區塊參與權益的Anadarko WCTP Company後，吾等的單位權益(於Jubilee單位的參與權益)由24.1%增至42.1%。在Tullow於2022年3月完成搶佔後，Kosmos在Jubilee單位地區的權益從42.1%降至38.6%。如果在禧年股中擁有超過10%的權益的一方當事人提出要求，可能會在某個時候進行額外的重新確定。我們不能向你保證，根據《延禧普遍法》的條款進行的任何重新裁定不會對我們在延禧股的利益造成負面影響，也不能保證這種重新裁定將得到令人滿意的解決。

大Tortue Ahmeyim油田的利益和開發受GTA UUOA條款的制約。GTA UUOA的各方，即毛裏塔尼亞C8區塊和塞內加爾聖路易斯近海石油區塊的集體利益持有者，最初同意平分大Tortue Ahmeyim區塊的權益，每個區塊被視為貢獻該區塊面積的50%。因此，在大Tortue Ahmeyim股的各自利益最初是由這些貢獻的整體利益中的各自利益確定的。根據GTA UUOA的條款，一旦該單位完成了足夠的開發工作，這種已繳權益的百分比將取決於重新確定的程序。我們不能向您保證，根據GTA UUOA的條款進行的任何重新確定不會對我們在Greater Tortue Ahmeyim單位的利益產生負面影響，也不能保證這種重新確定將得到令人滿意的解決。
我們不是，將來也可能不會是我們所有許可證區域和設施的運營商，並且不會，也不會在未來持有我們某些許可證區域的所有工作權益。因此，我們減少了對勘探或開發工作的時間、相關成本以及任何非運營資產和在一定程度上非全資擁有的資產的生產速度的控制。
在我們開展勘探和開發計劃時，我們對現有的許可區有安排，並可能就未來的許可區達成協議，從而使我們的許可區有更大比例由其他公司運營。目前，我們不是美國墨西哥灣的Jubilee單元、10個油田、Ceiba油田和Okume綜合設施、Greater Tortue Ahmeyim單元或某些生產油田的運營商，也不在某些其他海上區塊擁有經營權。因此，我們可能對由我們的區塊或單位合作伙伴運營的發現或前景的運營施加影響的能力有限，或不是由我們全資擁有的，視情況而定。對區塊或單元合作伙伴的依賴可能會阻礙我們實現這些發現或前景的目標回報。此外，由於我們並非擁有所有物業的多數所有權，我們可能無法控制勘探或開發活動的時間或範圍或資本支出金額，因此可能無法執行我們的關鍵業務戰略之一，即最大限度地減少從發現到初步生產的週期時間。勘探和開發活動的成功和時機將取決於在很大程度上不是我們所能控制的一些因素，包括：
•資本支出的時間和數額；
•如果活動是由我們的區塊合作伙伴之一運營的，運營商的專業知識和財務資源；
•批准其他區塊合作伙伴鑽探油井；
•活動和流程的日程安排、預設計、規劃、設計和批准；
•技術選擇；
•加工設施和相關管道的可用能力；以及
•儲量的生產速度(如果有的話)。
這種對我們牌照區域的運營進行控制的有限能力可能會對我們的財務狀況和運營結果造成重大不利影響。
我們估計的已探明儲量是基於許多可能被證明是不準確的假設。這些儲備估計或基本假設中的任何重大錯誤，都會對儲備的數量和現值造成重大影響。
估計石油和天然氣儲量的過程在技術上是複雜的。它需要對現有技術數據和許多假設進行解釋，包括與當前和未來經濟狀況以及大宗商品價格有關的假設。這些解釋或假設中的任何重大不準確都可能對估計數量和現狀產生重大影響
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本報告中顯示的儲量價值。有關我們估計的石油和天然氣儲量以及以10%的貼現率(PV-10)計算的淨收入現值的信息，以及截至2023年12月31日的未來淨收入貼現的標準化計量(如本文所定義)，請參閲“項目1.業務--我們的儲量”。
為了準備我們的估計，我們必須預測生產率和開發支出的時間。我們還必須分析現有的地質、地球物理、生產和工程數據。這一過程還需要對石油和天然氣價格、鑽探和運營費用、資本支出、税收和資金可獲得性等事項進行經濟假設。
未來的實際產量、石油和天然氣價格、收入、税收、開發支出、運營費用和可採石油和天然氣儲量將與我們的估計不同。任何重大差異都可能對本報告所列儲量的估計數量和現值產生重大影響。此外，我們可能會調整對已探明儲量的估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當前石油和天然氣價格以及其他因素，其中許多因素不是我們所能控制的。
來自我們已探明儲量的未來淨收入的現值不一定與我們估計的石油和天然氣儲量的當前市場價值相同。
你不應該假設我們已探明儲量的未來淨收入的現值就是我們估計的石油和天然氣儲量的當前市場價值。根據美國證券交易委員會的要求，吾等已探明儲量的估計貼現未來淨收入是基於前12個月的月初價格的12個月未加權算術平均值，並根據預期的市場溢價進行調整，而不影響衍生品交易。我們的石油和天然氣資產未來的實際淨收入將受到以下因素的影響：
•我們收到的石油和天然氣的實際價格；
•實際開發成本和生產支出；
•衍生品交易；
•實際生產的數量和時間；以及
•政府法規或税收的變化。
我們生產的時間以及與開發和生產石油和天然氣資產相關的費用的產生時間將影響已探明儲量未來實際淨收入的時間和金額，從而影響它們的實際現值。此外，基於不時生效的利率和與我們或整個石油和天然氣行業相關的風險，我們在計算貼現未來淨收入時使用的10%貼現率可能不是最合適的貼現率。未來的實際價格和成本可能與本報告所列現值估計中使用的價格和成本有很大不同。油價最近經歷了大幅波動。見“項目1.業務--我們的儲備”。
我們可能無法將我們在許可證區生產的任何天然氣中的權益商業化。
在我們的某些國際許可證領域，天然氣市場的發展仍處於早期階段。目前，按商業條件運輸和加工天然氣的基礎設施有限，鑑於當地目前為天然氣支付的價格，我們自己建設這類基礎設施的相關費用可能在商業上是不可行的。因此，我們的一些國際許可區生產的任何天然氣的價值可能有限，甚至沒有。
在加納，我們目前從Jubilee和10個油田生產伴生天然氣。已經修建了一條來自朱比利氣田的天然氣管道，以運輸這些天然氣進行加工和銷售。我們批准加納政府以零成本從朱比利氣田出口到岸上的第一批200bcf天然氣。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已經履行了這一承諾。在2023年期間，Jubilee合作伙伴達成了一項臨時協議，向加納政府出售Jubilee氣田天然氣，直至2024年5月，同時合作伙伴繼續與加納政府就未來的長期天然氣銷售協議進行討論。如果不延長臨時天然氣銷售協議，或者不批准加納的長期天然氣銷售協議，我們可能無法將我們在加納的天然氣資源商業化。我們無法從Jubilee和10個油田持續出口伴生天然氣，最終可能會影響我們的石油生產，並可能導致我們重新注入或燃燒任何無法出口的天然氣。

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在毛裏塔尼亞和塞內加爾，我們計劃將大部分天然氣資源出口到液化天然氣市場。然而，該計劃取決於對我們的天然氣發現做出額外的最終投資決定，以及建設必要的基礎設施來生產、液化天然氣並將其運往市場。此外，此類計劃取決於是否收到所需的合作伙伴和政府批准。

我們無法及時獲得適當的設備和基礎設施，可能會阻礙我們進入石油和天然氣市場，或推遲我們的石油和天然氣生產。
我們銷售石油和天然氣產品的能力將在很大程度上取決於第三方擁有和運營的加工設施、石油和液化天然氣油輪以及其他基礎設施(包括FPSO)的可用性和能力。如果我們不能以可接受的條件獲得此類便利，可能會對我們的業務造成嚴重損害。我們還依賴於繼續獲得適合我們作業環境的鑽機和建築船隻。鑽井平臺或建築船隻的交付可能會推遲或取消，我們未來可能無法繼續獲得合適的鑽井平臺或船隻。我們可能被要求關閉油井和天然氣井，因為沒有市場，或者因為進入加工設施的機會可能有限或不可用。如果發生這種情況，那麼我們將無法實現這些油井的收入，直到我們安排將產品交付市場，這可能會對我們的財務狀況和運營結果造成實質性的不利影響。此外，關閉油井可能會在恢復生產時導致機械問題，有可能導致產量下降和補救成本增加。
此外，未來伴生和非伴生天然氣和液體以及液化天然氣的開採和銷售將取決於這些產品的及時商業加工和銷售，這取決於第三方對基礎設施的承包、融資、建設和運營。例如，我們通過加納政府控制的管道和加工設施將天然氣從朱比利和十個氣田運輸和加工到加納大陸。我們不能對管道和加工設施的正常運行時間和可用性提供任何保證。此外，在2023年期間，Jubilee合作伙伴達成了一項臨時協議，向加納政府出售Jubilee油田天然氣，直至2024年5月，同時合作伙伴繼續與加納政府就未來的長期天然氣銷售協議進行討論。如果不延長臨時天然氣銷售協議或不批准加納的長期天然氣銷售協議，我們持續開採和加工天然氣的能力可能會受到損害，我們可能需要重新注入或燃燒這些天然氣，以維持原油產量和/或減少我們的整體原油產量，這可能會對我們的運營結果、財務狀況和前景產生不利影響。

我們面臨着石油和天然氣勘探和生產所固有的許多風險。
石油和天然氣勘探和生產活動涉及許多風險，經驗、知識和解釋的組合可能無法克服這些風險。我們的未來將取決於我們的勘探和生產活動的成功，以及使我們能夠利用我們的發現的基礎設施的發展。此外，我們的許多許可區位於深水區域，這通常會增加與石油和天然氣勘探和生產活動相關的資本和運營成本、延誤的機會、規劃時間、技術挑戰和風險。見“-我們的離岸和深水作業涉及特殊風險，可能對我們的作業結果產生不利影響。”因此，我們的石油和天然氣勘探和生產活動面臨許多風險，包括鑽探無法產生商業上可行的石油和天然氣生產的風險。我們購買、勘探或開發發現、勘探或許可證的決定將在一定程度上取決於通過地球物理和地質分析、生產數據和工程研究對地震數據的評估，這些數據的結果往往是不確定的或受到不同解釋的影響。
此外，從我們的發現和前景中預期的石油和天然氣產量的適銷性也將受到許多因素的影響。這些因素包括但不限於市場價格波動(如最近石油和天然氣價格的大幅波動)、鑽井平臺和相關設備的接近、能力和可用性、合格的人員和輔助船隻、處理設施、運輸車輛和管道、設備的可用性、市場準入和政府法規(包括但不限於價格、税收、特許權使用費、國內供應要求、石油和天然氣進出口、天然氣燃燒或排放能力、健康和安全問題、環境保護和氣候變化等方面的法規)。這些因素的單獨或共同影響，可能會導致我們無法從投資資本中獲得足夠的回報。
如果我們目前未開發的發現和前景被開發並投入運營，它們可能無法以商業數量或預期成本生產石油和天然氣，我們的項目可能在某些情況下部分或全部停產。由於生產石油和天然氣的運營成本增加等因素，這些發現可能會變得不經濟。我們的實際運營成本和生產率可能與我們目前的估計大不相同。此外，其他發展，如日益嚴格的環境、氣候，也有可能
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這些變化、健康和安全法律、法規、行政命令和執行政策，以及對我們運營造成的財產或人員損害的索賠，可能會導致鉅額成本和負債、延誤、無法完成我們的發現開發或放棄此類發現，這可能會對我們的財務狀況和運營結果造成重大不利影響。
我們受到鑽探和其他運營和環境風險和危害的影響。
石油和天然氣業務涉及各種風險，包括但不限於：
•火災、爆裂、泄漏、凹陷和爆炸；
•機械和設備問題，包括不可預見的工程複雜問題；
•石油、井液、天然氣、鹽水、有毒氣體或其他污染物或危險物質的不受控制的流動或泄漏；
•燃氣燃放作業；
•與近海作業有關的海洋危害；
•異常壓力地層；
•污染、環境風險和地質問題；以及
•天氣條件和天災人禍。
這些事件中的任何一項都可能導致生命損失、財產重大損失、環境或自然資源破壞、減損、延遲或停止運營、生產率降低、負面宣傳、重大損失以及民事或刑事責任。任何此類事件的發生，無論是否在保險範圍內，都可能對我們的財務狀況和經營業績產生重大不利影響。
我們的行動可能會受到與天氣有關的事件的實質性不利影響，包括但不限於熱帶風暴和颶風，以及氣候變化的實際影響。
熱帶風暴、颶風以及熱帶風暴和颶風的威脅經常導致業務關閉，特別是在美國墨西哥灣，以及熱帶風暴或颶風路徑和預計路徑內的業務。此外，氣候變化對我們資產所在地區或我們以其他方式運營的地區的有形影響，包括風暴、洪水和其他天氣事件嚴重程度和頻率的任何相應增加，都可能對我們的運營產生不利影響，或擾亂我們的第三方承包商提供的運輸或其他與流程相關的服務。天氣事件對美國墨西哥灣地區近海和沿海設施的運營造成了嚴重幹擾。將來，在停機期間，我們可能無法訪問油井站點，我們的服務可能會被關閉。此外，熱帶風暴或颶風可能導致人員疏散，並損壞我們的平臺和其他設備，這可能導致我們的業務暫停。停工、相關的疏散和破壞可能會造成活動和使用率的不可預測，以及延誤和成本超支，這可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。

石油和天然氣項目的開發時間表，包括鑽機、設備、供應、人員和油田服務的可獲得性和費用，可能會受到延誤和費用超支的影響。
從歷史上看，一些石油和天然氣開發項目由於鑽機和其他基本設備、供應、人員和油田服務無法使用或成本高昂、機械和技術問題以及與天氣有關的延誤等因素而出現延誤、資本成本增加和超支。開發我們項目的成本尚未確定，仍取決於許多因素，包括完成詳細的成本估算和最後的工程、承包和採購成本。我們的建設和運營計劃可能無法按計劃進行，可能會遇到延誤或成本超支。任何延誤都可能增加項目的成本，需要額外的資金，而這種資金可能無法及時和具有成本效益的方式獲得。
我們的離岸和深水業務涉及特殊風險，可能對我們的業務結果產生不利影響。
近海作業受到海洋環境特有的各種特殊作業風險的影響，例如傾覆、沉沒、碰撞以及管道、海底或其他設施的損壞或損失或天氣條件。我們可以
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產生大量費用，可能減少或消除可用於勘探、開發或許可證收購的資金，或導致設備和許可證權益的損失。

與淺水勘探相比，深水勘探通常涉及更大的運營和財務風險。深水鑽井通常需要更多的時間和更先進的鑽井技術，涉及更高的設備故障風險和通常更高的鑽井成本。此外，可能存在我們目前沒有意識到的生產風險。如果我們參與開發新的海底基礎設施，並使用浮式生產系統從生產井輸送石油，這些作業可能需要相當長的時間進行安裝，或者遇到機械故障和設備故障，從而可能導致產量損失、重大負債、成本超支或延誤。例如，我們之前在某些離岸生產設施遇到過機械問題，例如Jubilee FPSO上的轉塔軸承問題。這些機械問題造成的設備停機對石油生產產生了負面影響。

此外，深水作業，特別是在非洲的作業，普遍缺乏其他區域現有的有形和油田服務基礎設施。因此，從深水發現到相關石油和天然氣的銷售之間可能需要相當長的時間，從而增加了這些作業所涉及的財務和運營風險。由於缺乏這種基礎設施，而且成本很高，我們可能在非洲進行的進一步發現可能永遠不會在經濟上產生效益。

此外，如果發生油井控制事故，近海鑽探的遏制和潛在的清理活動的成本也很高。由此產生的監管成本或處罰、第三方訴訟的結果以及相關的法律和支持費用，包括解決負面宣傳的成本，可能遠遠超過遏制和清理的實際成本。因此，一次良好的控制事件可能導致大量負債，並對我們的收益、現金流、流動性、財務狀況和股票價格產生重大負面影響。

我們曾經並將繼續與某些東道國政府和合同對手方就我們的某些權利和責任發生分歧，並可能在未來與我們的東道國政府和/或合同對手方發生分歧。
不能保證未來不會與任何東道國政府、國有石油公司和/或可能對我們的勘探、開發或生產活動、我們的運營能力、我們在許可證和當地法律下的權利或我們將利益貨幣化的權利產生重大不利影響的合同對手方發生分歧，但如果確實出現此類分歧，我們打算在必要時對其進行激烈爭議。
例如，多個已發現的油田和我們已探明儲量的很大一部分位於加納近海。WCTP石油合同、DT石油合同和Jubilee UUOA包括構成我們目前在加納業務基礎的兩個區塊和Jubilee和10個油田。根據這些石油合同，最重要的決定，包括我們的開發計劃和年度工作計劃，必須得到GNPC、石油委員會和/或加納能源部的批准。我們之前曾與能源部、GNPC和加納税務局(GRA)就我們在這些石油合同、1984年加納石油法和2000年國內税法(第592號法案)(“加納税法”)下的某些權利和責任存在分歧。例如，這些問題包括與我們權益的潛在買家分享信息的分歧、承諾我們的利益為我們的開發活動提供資金、少量鑽井液排放到加納領海可能導致的責任、未能批准我們加納資產的出售提議、根據加納税法可讀的導致税收或其他應付款項的主張、未批准與加納近海某些發現有關的Pod、以及放棄我們在加納近海特許區塊上的某些勘探區域。為了解決其中某些分歧，我們需要向GNPC和/或加納政府支付商定的和解費用。在加納，作為其正常審計過程的一部分，GRA聲稱我們少付了某些税收和其他合同財政義務。我們認為，這些主張是沒有根據的，我們打算在必要時對其進行激烈辯論，但不能保證解決這些或今後的分歧。.

此外，為了優化Greater Tortue Ahmeyim第一階段天然氣生產的銷售商業價值，Kosmos已開始與潛在買家合作，利用我們現有Tortue第一階段SPA下的現有合同權利潛在地銷售貨物，以便從強勁的天然氣價格前景中受益，同時履行我們與BPGM的合同義務。BPGM不同意我們的立場，雙方同意尋求國際仲裁來解釋SPA的相關條款。

我們在非洲和美國墨西哥灣許可證的地理位置使我們面臨着由於具體影響這些地區的因素而造成收入損失或減產的風險。
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目錄表
我們目前的勘探許可證有很大一部分位於非洲，在我們收購Anadarko WCTP後，我們總產量的很大一部分來自Jubilee單位地區和加納近海的10個油田。如果任何地區遇到以下任何因素(以及其他因素)，部分或全部許可證可能會受到影響：
•惡劣天氣、天災人禍、天災人禍；
•生產、設備、設施、人員或服務的延遲或減少；
•運輸、收集或加工生產的能力延遲或減少；
•軍事衝突、內亂或政治衝突；和/或
•國際邊界爭端。
例如，我們在非洲許可證區的石油和天然氣業務可能比在美國主權下的業務面臨更高的政治和安全風險。
我們計劃只為我們在這些地區開展業務所面臨的部分風險維持保險範圍。也可能有保險承保的某些風險，在這種情況下，保單不會補償我們與損失有關的所有費用。此外，由於我們的許多許可證集中在同一地理區域，我們的多個許可證可能會同時遇到相同的條件，從而對我們的運營結果產生相對更大的影響，而不是對擁有更多樣化許可證組合的其他公司。
與我們的業務和財務狀況有關的風險
全球及本地石油和天然氣價格大幅或持續下跌，可能會對我們的業務、財務狀況和經營業績產生不利影響。
我們將獲得的石油和天然氣價格將對我們的收入、盈利能力、獲得資本的渠道和未來的增長率產生重大影響。從歷史上看，石油和天然氣市場一直不穩定，未來可能還會繼續波動。石油和天然氣價格在過去幾年經歷了大幅波動，未來可能會繼續波動。例如，俄羅斯在烏克蘭的戰爭、中東的潛在不穩定、潛在的地區或全球衰退、通脹壓力和其他不同的宏觀經濟狀況，以及對石油和天然氣需求的影響，導致了石油和天然氣價格的顯著變化。我們的產品將獲得的價格和我們的產品水平取決於許多因素。這些因素包括但不限於：
•石油、天然氣供需變化；
•石油輸出國組織的行動；
•對石油和天然氣未來價格的投機以及石油和天然氣期貨合約的投機交易；
•全球經濟狀況；
•政治和經濟條件，包括石油生產國的禁運或影響其他石油生產活動，特別是在中東、非洲、俄羅斯和中南美洲；
•恐怖主義的持續威脅以及軍事和其他行動的影響，包括美國在美國境外的軍事行動；
•全球石油和天然氣勘探和生產活動的水平；
•全球石油庫存和煉油能力水平；
•天氣條件和天災人禍；
•影響能源消耗的技術進步;
•政府法規和税收政策；
•交通設施的距離和容量；
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目錄表
•開發和利用替代燃料或能源；
•競爭對手石油和天然氣供應的價格和可獲得性；以及
•替代燃料或能源的價格、可獲得性或強制使用。
油價下跌不僅可能減少我們的收入，而且可能限制我們經濟上可以生產的石油數量。石油和天然氣價格的大幅或長期下跌可能會對我們未來的業務、財務狀況、經營業績、流動性或為計劃資本支出提供資金的能力產生重大不利影響。此外，石油及天然氣價格大幅或持續下跌可能導致供應商尋求額外抵押品以支持現有的供應商或履約保證，例如現金或信用證，而我們無法保證我們將能夠滿足該等抵押品要求。如果我們被要求以現金或信用證的形式提供抵押品，我們的流動性狀況可能會受到負面影響，我們可能需要尋求其他融資。如果我們無法按商業上合理的條款獲得足夠的融資或獲得擔保或履約保證，我們可能被迫減少資本開支。這些因素可能使我們更難獲得BOEM在美國墨西哥灣開展業務所需的財務保證。該等困難可能導致我們的營運成本增加，從而對我們的業務及經營業績造成重大不利影響。

我們的業務計劃需要大量額外資本，而我們可能無法按可接受的條款籌集或於日後根本無法籌集，這可能反過來限制我們發展勘探、評估、開發及生產活動的能力。
我們預計，隨着業務的擴大，我們的資本支出和運營支出將大幅增加。獲取地震數據以及勘探、評估、開發和生產活動需要相當大的成本，如果我們的運營現金流或時間不足以支付這些成本，我們可能需要通過額外的債務融資、資產出售、戰略聯盟或未來的私人或公開股權發行籌集大量額外資本。
我們未來的資本需求將取決於許多因素，包括：
•我們勘探、評估、開發和生產活動的範圍、進度和成本;
•我們的勘探、評估、開發和生產活動的成功;
•石油和天然氣價格；
•我們定位和獲取油氣儲量的能力;
•我們從這些儲備中生產石油或天然氣的能力;
•我們可能達成的任何鑽探和其他生產相關安排的條款和時間安排;
•政府批准和/或特許的費用和時間;
•石油和天然氣行業其他公司競爭的影響;以及
•投資者和公眾對環境、社會和管治考慮因素（包括氣候變化和向低碳經濟過渡）的偏好和情緒的潛在變化。
我們目前沒有任何承諾，未來外部資金超出我們的商業債務安排和循環信貸安排的能力。額外的融資可能無法以優惠的條件獲得，或者根本無法獲得。即使我們成功出售額外股本證券以籌集資金，屆時我們現有股東的所有權百分比將被稀釋，新投資者可能要求比現有股東優先的權利、優先權或特權。如果我們通過債務融資籌集額外資本，融資可能涉及限制我們業務活動的契約。如果我們選擇將我們的許可證權益外包出去，我們將稀釋我們的所有權權益，並可能失去對此類許可證領域的經營控制權或影響力。
假設我們能夠在勘探期內開始勘探、評估、開發和生產活動或成功利用我們的許可證，我們在我們的許可證（或當時存在的該等許可證的開發/生產區域，如適用）中的權益可能會超出許可證勘探階段設定的期限，直至固定的生產期限或年限，具體取決於司法管轄區。如果我們在這段時間內無法履行我們的承諾和/或宣佈我們許可證的潛在領域的商業性，我們可能會面臨全部或部分相關許可證權益的重大潛在沒收。如果我們未能成功籌集額外資金，我們可能無法繼續進行勘探和生產活動或成功開採我們的許可證區域，我們可能會失去開發這些區域的權利。
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地區見“-根據我們某些石油合同的條款，我們有合同義務鑽井並宣佈任何發現，以保留勘探和生產權。在我們的許可證區域的競爭市場中，未能鑽探這些油井或宣佈任何發現可能會導致大量的許可證續期成本或我們在許可證區域未開發部分的利益損失，其中可能包括我們的某些前景或未開發的發現。
我們所有的探明儲量、石油和天然氣產量以及運營現金流目前都與我們在加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞、塞內加爾和美國墨西哥灣的離岸許可證有關。倘發生任何對該等探明儲量、產量及來自該等許可證的現金流量造成不利影響的事件（包括但不限於本“風險因素”一節所述的風險及不確定因素所導致的任何事件），則本公司的業務、財務狀況、經營業績、流動資金或為計劃資本開支提供資金的能力可能會受到重大不利影響。
我們可能需要對我們的石油和天然氣資產的賬面價值進行減記，原因是我們的業務預計未來現金流量淨額減少，這可能是由於石油和天然氣價格下跌、油田業績不佳、支出增加或投資時間或金額的變化等原因造成的，這種減少可能導致我們的公司左輪手槍和商業債務融資項下的可獲得性減少。
根據成功努力會計方法，我們將成本資本化，以獲得、發現和開發我們的石油和天然氣資產。根據這種方法，我們必須定期對我們的資產進行減值測試，並在發生事件或情況變化需要審查我們的資產時進行減值測試。根據預期減值評估時的特定市場因素和情況，以及對評估和開發計劃、生產數據、石油和天然氣價格、經濟和其他因素的持續評估，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的賬面價值。減記構成了對收益的非現金費用。例如，如果石油和天然氣價格持續大幅下跌，油田表現不如預期，或者我們遇到支出增加，我們可能會產生未來的減記和費用。
此外，我們在商業債務工具項下的借款基數須定期重新釐定。由於重新確定我們的借款基數，我們可能會被迫償還商業債務安排下的部分借款。重新釐定可能因多種因素而發生，包括石油及天然氣商品價格假設、有關我們石油及天然氣資產未來產量的假設、營運成本及税務負擔或有關我們未來持有已探明儲量的假設。如果我們被迫這樣做，我們可能沒有足夠的資金來償還這些款項。如果我們沒有足夠的資金，以其他方式無法談判續借或安排新的融資，我們可能不得不出售大量資產。任何此類出售都可能對我們的業務和財務業績產生實質性的不利影響。
我們面臨着各種風險，這些風險與反對石油和天然氣勘探開發、生產活動和ESG考慮的激進主義增加或公眾情緒變化有關，包括氣候變化和向低碳經濟過渡。
在全球範圍內，反對石油和天然氣鑽探、開發和生產活動的聲音一直在增長。石油和天然氣行業的公司往往是個人、非政府組織和其他利益攸關方在安全、人權、氣候變化、環境問題、可持續性和商業做法等方面積極努力的目標。其中一些活動人士正在努力推遲或取消某些作業，比如近海鑽探和開發。
未來的活動人士的努力可能會導致以下結果：
•拖延或拒絕發放鑽探許可證；
•縮短租賃期限或者減少租賃規模；
•限制或延遲我們獲取更多地震數據的能力；
•對收集或加工設施的安裝或運行的限制；
•限制使用某些操作方法；
•法律挑戰或訴訟；
•要求更多地分析和披露與環境和氣候變化有關的風險和數據，如温室氣體排放數據的壓力或要求；
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目錄表
•對我們造成損害的宣傳；
•加強監管；
•做生意的成本增加；
•獲得融資和對衝的機會減少；
•減少對我們產品的需求；以及
•對我們開發物業和/或從事生產運營能力的其他不利影響。
無論美國拜登政府是否被認為正在或實際上正在兑現總裁·拜登推動減少美國化石燃料勘探和生產的競選承諾，行動主義可能會繼續增加，包括由於總裁·拜登在本10-K報告後面的風險因素中描述的環境和氣候變化行政命令我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接地受到我們所在國家和地區的政治、經濟和環境環境以及法律法規變化的不利影響。我們需要承擔與響應這些倡議或遵守因這些活動而產生的任何新的法律或法規要求相關的成本，這些活動規模很大，而且沒有足夠的資金，可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。此外，公眾對石油和天然氣行業情緒的變化可能會導致對我們產品的需求減少，或者以其他方式影響我們的運營業績或財務狀況。

疾病爆發可能對我們的業務營運及財務狀況造成不利影響。
傳染性疾病的重大爆發，以及其他不利的公共衞生事態發展，可能會對我們的業務運營和財務狀況產生重大影響。我們的許多行動目前是在發展中國家開展的，而且在不久的將來可能還會繼續開展，這些國家容易受到疾病暴發的影響，可能缺乏資源來迅速有效地控制這種暴發。此類疫情可能會影響我們勘探石油和天然氣的能力，通過限制接觸合格人員來開發或生產我們的許可證區，增加與確保我們人員的安全和健康相關的成本，限制人員、設備、用品和石油和天然氣生產的往返運輸，並轉移開展我們業務所必需的政府機構的時間、注意力和資源。此外，我們的保險單可能不承保因此類疾病爆發而影響銷售或延誤生產的任何損失。
例如，埃博拉病毒病於2014年在西非部分地區流行，並持續到2015年。世界衞生組織(WHO)在西非報告了大量死亡病例，世衞組織宣佈這是全球衞生緊急狀態。同樣，新冠肺炎大流行在全球蔓延導致旅行限制、“原地避難”和各種檢疫措施以及其他政府行動以遏制其傳播，並在我們經營的市場造成極大的波動、不確定性和經濟混亂，從而影響到我們以及我們的供應商、承包商和合作夥伴的業務和運營。無法預測埃博拉病毒、新冠肺炎或其他病毒在西非及周邊地區新爆發的影響和潛在傳播。如果再次爆發埃博拉、新冠肺炎或其他病毒，包括我們開展業務的國家，或者沒有得到令人滿意的控制，我們業務的勘探、開發和生產計劃可能會推遲，或者在啟動後中斷。這些業務的任何變化都可能顯著增加業務成本。我們的業務需要承包商和人員往返非洲，以及暢通無阻地運輸設備和石油和天然氣生產(就我們的生產油田而言)。此類行動還依賴於非洲的基礎設施、承包商和人員。如果旅行禁令被實施或擴大到我們開展業務的國家，或者承包商或人員拒絕前往那裏，我們可能會受到不利影響。如果獲得服務，與這些服務相關的成本可能會大大高於計劃，這可能會對我們的業務、運營結果和未來的現金流產生實質性的不利影響。此外，如果埃博拉、新冠肺炎或其他病毒蔓延到我們開展業務的國家，對FPSO的訪問可能會受到限制和/或終止。浮式油田有可能在不進入大陸的情況下短期運營，但如果限制延長較長時間，我們和受影響油田的運營商可能會被要求停止生產和其他運營，直到該等限制取消為止。

這些或任何進一步的政治或政府事態發展或健康問題可能會導致社會、經濟和勞工不穩定。這些不確定性可能會對我們的業務運營和財務狀況產生實質性影響。


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信貸或股市的惡化可能會對我們產生不利影響。
我們接觸到了不同的交易對手。例如，我們已經或可能與金融服務業的交易對手進行交易，包括商業銀行、投資銀行、保險公司、投資基金和其他機構。這些交易使我們在交易對手違約的情況下面臨信用風險。信貸市場的惡化可能會影響我們當前和潛在交易對手的信用評級，並影響他們履行對我們現有義務的能力以及他們與我們進行未來交易的意願。我們可能通過我們已經或可能達成的任何衍生品交易對這些金融機構有敞口。此外，如果我們未來生產的買方(如果有的話)依賴信貸或股權市場為其運營提供資金，如果這些買家在很長一段時間內無法進入信貸或股權市場，則這些買家可能會違約對我們的合同義務。
我們可能會因未來的石油和天然氣業務而蒙受重大損失，並受到責任索賠的影響，我們可能沒有足夠的保險覆蓋範圍。
我們打算對我們計劃發展的業務運營中的某些風險進行保險，並以我們認為合理的金額進行保險。然而，此類保險可能包含對承保範圍的排除和限制，或者可能無法以合理的費用獲得或根本無法獲得。如果我們認為可獲得保險的成本相對於所呈現的風險而言過高，我們可以選擇不購買保險。未投保和投保不足事件產生的損失和負債可能會對我們的業務、財務狀況和經營結果產生重大不利影響。此外，即使我們保持足夠的保險覆蓋範圍，與收到保險收益相關的潛在延誤以及與修復或重建受損設施相關的延誤也可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。
全球經濟增長率放緩可能對我們的經營業績及財務狀況造成重大不利影響。
市場波動和消費者需求因通脹壓力或其他原因而減少，可能會增加經濟的不確定性。全球經濟增長推動了對包括碳氫化合物在內的所有來源能源的需求。未來較低的經濟增長率可能會導致原油和天然氣生產需求增長放緩。儘管受到其他因素的影響，需求的下降可能會導致大宗商品價格下降，這將減少我們的運營現金流、我們的盈利能力以及我們的流動性和財務狀況。
增加的成本和資金的可獲得性可能會對我們的業務產生不利影響。
我們的業務和經營業績可能會受到資金可獲得性、條款和成本、利率上升或信用評級下調等因素的影響。這些因素中的任何一個或多個的變化可能會導致我們的業務成本增加，限制我們獲得資本的機會，限制我們尋求收購機會的能力，減少我們可用於鑽探的現金流，並使我們處於競爭劣勢。最近和持續的全球金融市場中斷和波動，以及潛在的區域或全球經濟衰退，導致2023年利率上升或信貸供應收縮，影響我們為業務融資的能力。我們需要繼續獲得資本。信貸供應的大幅減少可能會對我們實現計劃增長和經營業績的能力產生實質性的不利影響。
我們的衍生品活動可能導致財務損失或減少我們的收入。
為了實現更可預測的現金流，並減少我們對石油和天然氣價格不利波動的風險敞口，我們已經並可能在未來就我們的部分石油和天然氣生產達成衍生品安排，包括但不限於看跌期權、套筒和固定價格掉期。此外，我們未來可能會持有旨在對衝利率風險的掉期交易。我們目前並無指定任何衍生工具作為會計上的對衝，並將所有衍生工具按公允價值記錄在我們的資產負債表上。我們衍生工具的公允價值變動在收益中確認。因此，我們的收益可能會因衍生工具的公允價值變化而大幅波動。
衍生工具安排也使我們在某些情況下面臨財務損失的風險，包括在以下情況下：
•產量低於衍生工具覆蓋的數量；
•衍生工具的對手方違約其合同義務；或
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•衍生工具的標的價格與實際價格之間的差額有所增加。
這類衍生品安排可能限制我們從石油和天然氣價格上漲或有利的利率波動中獲得的好處，並可能使我們面臨現金保證金要求。此外，我們獲得信貸的能力的降低可能會降低我們以商業合理的條款實施衍生品安排的能力。
我們的商業債務安排、循環信貸安排和管理優先票據的契約包含某些契約，這些契約可能會抑制我們進行某些投資、產生額外債務和進行某些其他交易的能力，這可能會對我們實現未來目標的能力產生不利影響。
我們的商業債務安排、循環信貸安排和管理優先票據的契約包括某些契約，其中包括限制：
•我們的投資、貸款和墊款以及我們的某些子公司支付股息和其他限制性付款；
•我們承擔了額外的債務；
•授予留置權，但根據商業債務安排、循環信貸安排或管理我們的優先票據和某些允許留置權的契約而設立的留置權除外；
•合併、合併和出售我們的全部或大部分業務或許可證；
•對我們生產的原油、天然氣或其他商品進行套期保值、遠期出售或掉期；
•出售資產(在正常業務過程中出售的產品除外)；以及
•在商業債務安排和循環信貸安排的情況下，我們的資本支出，我們可以用我們的商業債務安排和循環信貸安排的收益來資助。
我們的商業債務安排和循環信貸安排要求我們保持一定的財務比率，如償債覆蓋率和現金流覆蓋率。所有這些限制性條款可能會限制我們在子公司之間轉移資金、運營業務、擴大或實施業務戰略的能力。我們遵守商業債務工具、循環信貸工具和管理我們優先票據的契約的這些和其他條款的能力可能會受到經濟或商業條件的變化、我們的經營結果或我們無法控制的事件的影響。任何違反上述契諾的行為均可能導致我們的商業債務融資、循環信貸融資和管理優先票據的契約違約，在這種情況下，根據貸款人或其繼承人或受讓人採取的行動，這些貸款人可以選擇宣佈根據該等債務工具借入的所有金額以及應計利息都是到期和應付的。如果我們無法償還這些借款或利息，我們的貸款人、繼承人或受讓人可以以他們的抵押品為抵押。如果我們的商業債務安排、循環信貸安排和管理優先債券的契約的債務加速，我們的資產可能不足以全額償還這些債務。此外，這種債務工具對我們招致額外債務和採取其他行動的能力施加的限制，可能會嚴重削弱我們獲得其他融資的能力。
我們的高級票據條款可能會阻止第三方收購我們。
管理我們優先票據的契約的某些條款可能會使第三方更難或更昂貴地收購我們，甚至可能阻止第三方收購我們。例如，一旦發生“控制權變更觸發事件”(如管理我們的優先票據的契約所界定)，票據持有人將有權選擇要求我們回購其全部票據或該等票據本金的任何部分。通過阻止第三方收購我們，這些條款可能會剝奪我們普通股持有者以高於當前市場價格的溢價出售普通股的機會。
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我們的負債水平可能會增加，從而降低我們的財務靈活性。
截至2023年12月31日，我們的商業債務工具下有9.25億美元的未償還能力和3.25億美元的承諾未提取可用產能，這取決於借款基礎的可用性。截至2023年12月31日，在企業革命者計劃下沒有未償還的借款，未提取的可用資金為2.5億美元。截至2023年12月31日，我們有15億美元的未償還優先債券本金。未來，為了進行投資或收購或勘探、評估或開發我們的石油和天然氣資產，我們還可能產生重大的表外債務和/或重大債務。
我們的負債水平可能會在幾個方面影響我們的業務，包括：
•我們很大一部分或全部現金流一旦產生，就可以用來償還我們的債務；
•高負債水平可能會增加我們在普遍不利的經濟和工業條件下的脆弱性；
•管理我們未償債務的協議中包含的契約將限制我們借入額外資金、處置資產、支付股息和進行某些投資的能力；
•與槓桿率較低的競爭對手相比，高負債可能會使我們處於競爭劣勢，因此可能能夠利用我們的負債可能阻止我們追求的機會；
•我們的債務契約也可能影響我們在規劃和應對經濟和行業變化方面的靈活性；
•由於我們的負債，可能需要額外的對衝工具；
•高負債水平可能會使我們更有可能在定期重新確定債務後減少借款基數，從而要求我們償還一部分當時尚未償還的銀行借款；以及
•高負債水平可能會削弱我們在未來為營運資本、資本支出、收購、一般公司或其他目的獲得額外融資的能力。
高負債水平增加了我們可能拖欠債務的風險。我們履行債務和降低債務水平的能力取決於我們未來的經濟表現。這些因素包括：整體經濟狀況、與勘探和生產石油和天然氣相關的風險、石油和天然氣價格以及金融、商業和其他因素影響我們的運營和我們未來的經濟表現。其中許多因素都不是我們所能控制的。我們可能無法產生足夠的現金流來支付債務的利息，而未來的營運資金、借款或股權融資可能無法支付或再融資該等債務。影響我們通過發行股票或債務再融資籌集現金的因素包括金融市場狀況、我們的資產價值以及我們在需要資本時的表現。
我們是一家控股公司，我們支付未償債務的能力，包括我們的優先票據，取決於從我們的子公司以股息、費用、利息、貸款或其他方式收到的資金。
我們是一家控股公司，我們的子公司擁有我們所有的資產，並進行我們的所有業務。因此，我們支付未償債務(包括優先債券)的利息和本金的能力將取決於我們的子公司產生的現金流以及它們通過股息、債務償還或其他方式向我們提供這些現金的能力。除非我們的附屬公司是擔保人，否則他們將沒有任何義務支付高級債券的到期金額或為此目的提供資金。我們的附屬公司可能無法或不被允許作出分派，以使我們能夠就優先債券支付款項。每家子公司都是不同的法律實體，在某些情況下，法律和合同限制可能會限制我們從子公司獲得現金的能力。管理我們高級票據的契約限制了我們的子公司產生雙方同意的產權負擔或限制其向我們支付股息或其他公司間付款的能力的能力，但有重大的限制和例外。此外，商業債務融資的條款限制了債務人的能力，包括我們在加納和赤道幾內亞離岸資產中持有權益的重要運營子公司及其中間母公司通過股息、債務償還或公司間借貸向我們提供現金的能力。如果我們沒有從子公司收到分派，我們可能無法就我們的債務支付所需的本金和利息，包括優先債券。
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我們可能會面臨與收購相關的風險，收購的整合可能會很困難。
我們定期評估對潛在客户和許可證、儲備和其他似乎符合我們整體業務戰略的戰略交易的收購。成功收購這些資產或業務需要對幾個因素進行評估，包括：
•可採儲量；
•未來石油和天然氣價格及其適當的差異；
•開發和運營成本；以及
•潛在的環境和其他責任。
這些評估的準確性本質上是不確定的。關於這些評估，我們對我們認為與行業慣例大體一致的主題資產進行審查。我們的審查將不會揭示所有現有或潛在的問題，也不會允許我們充分熟悉這些資產，以充分評估其不足之處和潛在的可開採儲量。不一定對每口井都進行檢查，即使進行了檢查，也不一定能觀察到環境問題。即使發現了問題，賣方也可能不願意或不能針對全部或部分問題提供有效的合同保護。我們可能無權獲得環境責任的合同賠償，並可以按“原樣”收購資產。收購和其他戰略交易可能涉及其他風險，包括：
•將管理層的注意力轉移到評估、談判和整合收購和戰略交易上；
•將收購的業務、信息管理和其他技術系統和商業文化與我們的系統和商業文化相結合，同時繼續經營我們的業務的挑戰和成本；
•與協調地理上分散的組織有關的困難；以及
•吸引和留住與收購業務有關的人員的挑戰。
整合運營的過程可能會導致我們的業務活動中斷或失去動力。我們的高級管理層成員可能需要在這一整合過程中投入大量時間，這將減少他們管理我們業務的時間。如果我們的高級管理層不能有效地管理整合過程，或者如果任何重要的業務活動因整合過程而中斷，我們的業務可能會受到影響。
如果我們不能實現收購的預期收益，我們的運營結果可能會受到不利影響。
收購的成功將在一定程度上取決於我們能否通過將收購的資產或業務與我們的資產或業務相結合來實現預期的增長機會。即使合併成功，我們可能無法在預計的已探明儲量、產量、運營協同效應節省的成本或收購預期的其他收益方面實現全部收益，也不可能在預期的時間框架內實現這些收益。收購的預期收益可能會被與商品價格變化有關的運營虧損、與交易產生或承擔的債務相關的利息支出增加、石油和天然氣行業狀況的不利變化、或與合併資產或業務的勘探前景有關的風險和不確定性、或運營或其他成本的增加或其他困難(包括承擔與收購相關的健康、安全和環境或其他負債)所抵消。如果我們不能實現我們從收購中預期的好處，我們的運營結果可能會受到不利影響。
網絡事件，包括對數字安全的破壞，可能會導致信息被盜、數據損壞、運營中斷和/或經濟損失。
石油和天然氣行業越來越依賴數字技術來進行日常運營，包括某些勘探、開發和生產活動。例如，軟件程序用於解釋地震數據、管理鑽井平臺、進行儲層建模和儲量估計，以及處理和記錄財務和運營數據。
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我們依賴數字技術，包括信息系統和相關基礎設施以及雲應用和服務，來處理和記錄財務和運營數據，與我們的員工和業務合作伙伴溝通，分析地震和鑽井信息，估計石油和天然氣儲量，以及許多其他與我們業務相關的活動。我們的商業夥伴，包括供應商、服務提供商、合資企業、我們產品的採購商和金融機構，也依賴數字技術。在越來越困難的物理環境(如深水)勘探和開發石油和天然氣所需技術的複雜性，以及全球對石油和天然氣資源的競爭，使得某些信息對竊賊更具吸引力。
隨着對數字技術的依賴增加，包括故意攻擊或無意事件在內的網絡事件也有所增加。網絡攻擊可能包括未經授權訪問數字系統，目的是挪用資產或敏感信息、損壞數據或造成運營中斷，或導致網站拒絕服務。例如，在2021年，殖民地管道受到勒索軟件攻擊，導致管道癱瘓數日，影響了整個美國東海岸的消費者。近年來，一些美國公司也受到了網絡攻擊，導致未經授權訪問敏感信息和運營中斷。據信，某些國家擁有網絡戰能力，並被認為是針對美國公司和政府機構的攻擊的罪魁禍首。
我們的技術、系統、網絡以及我們業務合作伙伴的技術、系統、網絡可能成為網絡攻擊或信息安全漏洞的目標，這可能會導致未經授權發佈、收集、監控、誤用、丟失或破壞專有和其他信息，或對我們的業務運營造成其他中斷。此外，某些網絡事件，如監控，可能會在較長時間內保持不被檢測到。涉及我們的信息系統和相關基礎設施，或我們的業務合作伙伴的網絡事件，可能會擾亂我們的商業計劃，損害我們的聲譽，並對我們的運營產生負面影響。我們預計將為這些風險和損失中的部分(但不是全部)提供保險。任何此類事件的發生，無論是否在保險範圍內，都可能對我們的財務狀況和經營業績產生重大不利影響。雖然到目前為止，我們還沒有經歷過任何重大的網絡攻擊，但不能保證我們未來不會成為網絡攻擊的目標，也不能保證我們不會因為任何網絡事件而遭受這樣的損失。隨着網絡威脅的持續發展，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施，或調查和補救任何信息安全漏洞。
我們利用淨營業虧損結轉的能力可能會受到一定的限制。
我們利用聯邦淨營業虧損抵消未來潛在應税收入和相關所得税的能力取決於我們未來應税收入的產生，我們無法確定地預測我們何時或是否會產生足夠的應税收入來使用我們所有的淨營業虧損。此外，經修訂的《1986年美國國税法》(以下簡稱《守則》)第382節載有規則，對發生所有權變更的公司利用其聯邦淨運營虧損結轉的能力施加年度限制，所有權變更通常是指在三年期間內超過50%的股票(按價值計算)的所有權變更，以在所有權變更後的幾年內利用其聯邦淨運營虧損結轉。這些規則通常側重於直接或間接擁有一家公司5%或以上股份的持有人之間的所有權變化，或該公司新發行股票引起的任何所有權變化。
如果我們因涉及我們的普通股的未來交易而發生所有權變更，包括後續發行我們的普通股或在5%的持有人之間購買或出售普通股，我們使用聯邦淨營業虧損和結轉的能力可能受到守則第382節的限制。如果我們的聯邦淨營業虧損受到守則第382節的限制，我們可能無法充分利用我們的聯邦淨營業虧損結轉來抵消我們未來幾年的應税收入(如果有的話)，這可能會對我們的財務狀況和經營業績產生負面影響。
除了根據《法典》第382節所述的聯邦所得税影響外，大多數州都遵循《法典》第382節的一般規定，無論是明示還是默示，都會導致單獨的州淨營業虧損和限制。對我們使用國家淨營業虧損結轉能力的任何限制也可能對我們的財務狀況和經營結果產生負面影響。
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與監管有關的風險
我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接地受到我們所在國家和地區的政治、經濟和環境環境以及法律法規變化的不利影響。
石油和天然氣勘探、開發和生產活動直接或間接受到政治、經濟和環境不確定性(包括但不限於政府選舉和能源政策變化引起的不確定性)、管理公司運營的法律和政策的變化、財產被沒收、合同權利的取消或修改、同意、批准或特許權使用費制度的撤銷、獲得監管機構的各種批准、外匯限制、匯率波動、特許權使用費增加、碳税或限額交易計劃的實施、圍繞氣候變化的法律法規的增加、政府主權產生的其他風險，以及內亂、戰爭行為造成的損失風險等因素的影響。遊擊隊活動、恐怖主義、破壞行為、領土爭端和叛亂。

例如，拜登政府已經採取了一些行動，可能會導致更嚴格的環境、健康和安全標準適用於我們的業務以及更廣泛的石油和天然氣行業。拜登政府於2021年1月27日發佈了《關於應對國內外氣候危機的行政命令》(《氣候變化行政命令》)。這項行政命令指示內政部長無限期暫停在聯邦土地和近海水域上新的石油和天然氣租約，直到內政部長完成對聯邦石油和天然氣許可和租賃做法的審查，因為拜登政府對這些活動對環境和氣候的影響表示關切。內政部長於2021年11月完成了對許可和租賃做法的審查，並發表了一份報告，除其他外，建議提高特許權使用費費率和財務保證要求。挑戰氣候變化行政命令暫停新石油和天然氣租賃的訴訟在該命令發佈後不久就開始了，一名聯邦法官隨後下令暫停氣候變化行政命令，阻止其生效。2022年8月，美國國會通過了《降低通脹法案》，其中包括要求能源部在兩年內在墨西哥灣和阿拉斯加舉行先前宣佈的離岸租賃銷售的條款。隨後，京東方在2023年3月和2023年12月分別舉行了259次和261次租賃銷售。此外，《氣候變化行政命令》將氣候條件確立為美國外交政策的一個基本要素；設立白宮辦公室和氣候特別工作組，以協調和實施拜登政府的國內氣候變化議程；指示聯邦機構採購無碳污染電力和零排放車輛；根據適用法律取消化石燃料補貼；確定到2035年實現無碳污染電力部門的目標，到2050年實現淨零排放美國經濟；並承諾到2030年保護至少30%的聯邦土地和海洋的目標。另外，2021年4月，總裁·拜登宣佈了到2030年將美國的温室氣體排放量在2005年的基礎上減少50%-52%的目標。

此外，總裁·拜登於2021年1月20日簽署了另一項行政命令，題為“關於保護公眾健康和環境並恢復科學以應對氣候危機的行政命令”(“健康與環境行政命令”)，其中除其他事項外，要求審查在前總統政府期間頒佈、發佈或通過的條例和其他行政行動，以評估拜登政府認為這些條例和行政行動是否充分保護公眾健康和環境，包括在氣候變化方面，以及是否符合科學。該命令還特別要求考慮有關石油和天然氣部門甲烷排放的新規定，重新評估上屆政府限制某些國家紀念碑大小的決定，並將温室氣體排放的影響(稱為“碳的社會成本”)納入聯邦機構的決策。這些行動以及本屆總統政府和國會頒佈的適用環境、健康和安全、監管和法律要求的任何未來變化，可能會限制我們獲得美國墨西哥灣深水海域更多英畝和新租約的機會，或導致我們獲得額外許可鑽探和開發我們的英畝和租約的能力受到限制或延遲，或以其他方式導致我們的業務範圍受到限制，或者可能導致我們合規成本的增加。這些變化對我們未來綜合財務狀況、運營結果或現金流的潛在影響無法預測。

此外，我們受制於在我們經營業務的國家和我們出於税務目的而居住的國家的税法適用方面的不確定性，以及該等税法(或其適用)可能發生的變化，每一項變化都可能導致我們的納税義務增加。在我們開展大部分活動的發展中國家，這些風險可能會更高，例如在加納，GRA對我們在前幾個財年的加納納税申報單中聲稱根據加納石油所得税法的條款不允許的某些税收減免，以及不支付某些交易税、合同財政義務和其他付款提出了異議。我們已經並將繼續面臨與塞內加爾、毛裏塔尼亞和赤道幾內亞税務局的類似税務糾紛。
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此外，西非貨幣聯盟和中部非洲經濟和貨幣聯盟的貨幣部門改革舉措，例如通過中部非洲國家銀行執行第02/18/ECMAC/UMAC/CM號條例，可限制或阻止用外幣支付；限制離岸和在岸外幣賬户；和(或)限制或阻止匯回收入和債務收益。實施或實現上述任何一項都可能對我們的財務狀況和經營結果產生不利影響。

此外，圍繞我們開展業務的國家的經濟和財政健康狀況，我們也受到不確定性的影響。例如，加納共和國在2022年和2023年對其主權債務進行了評級下調。2023年5月，國際貨幣基金組織執行董事會批准了一項30億美元、為期3年的延長信貸安排，以支持加納的經濟復甦計劃，此後加納當局在全面債務重組方面取得了進展。由於擔心收入依賴於單一國家，像加納這樣的評級下調已經影響了該公司自己的信用評級。信貸供應的大幅減少可能會對我們實現計劃增長和經營業績的能力產生實質性的不利影響。

我們在這些地區的行動增加了我們面臨戰爭、當地經濟狀況、政治動盪、內亂、徵用、海盜、部落衝突和政府政策的風險，這些風險可能：
•擾亂我們的行動；
•要求我們承擔更大的安全成本；
•影響我們的信用評級和獲得資本的能力；
•限制資金流動或限制利潤匯回；
•導致美國政府或國際制裁；或
•在一段時間內限制市場準入。
我們活動的地理區域中的一些國家過去經歷過政治不穩定，或目前正在經歷不穩定。未來可能會發生中斷，而這些中斷造成的損失可能不在保險覆蓋範圍內。因此，我們的勘探、開發和生產活動可能會受到一些因素的重大影響，這些因素可能會對我們的經營業績和財務狀況產生重大不利影響。此外，如果非美國業務引起爭議，我們可能受美國境外法院的專屬管轄權管轄，或可能無法將非美國人員置於美國法院的管轄權或國際仲裁的管轄之下，這可能會對此類爭議的結果產生不利影響。
我們的業務也可能受到司法管轄區的法律和政策的不利影響，這些司法管轄區包括我們的石油和天然氣經營活動所在的司法管轄區以及英國和開曼羣島以及我們開展業務的其他司法管轄區，這些法律和政策影響了對外貿易和税收。這些法律或政策中任何一項的變化或其實施都可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生重大不利影響。
美國墨西哥灣更全面和更嚴格的監管大大增加了近海石油和天然氣勘探和生產作業的成本和延誤。
在美國墨西哥灣，聯邦一級不斷制定和實施監管舉措，以防止發生重大油井控制事故。內政部(“DOI”)通過BOEM和安全與環境執法局(“BSEE”)向承租人和運營商(“NTL”)發佈了各種法規和通知，旨在對美國墨西哥灣的勘探、開發和生產活動施加額外的安全、許可和認證要求。這些監管舉措有效地減緩了美國墨西哥灣鑽探和生產業務的步伐，因為操作程序、認證要求和檢查、鑽探申請和許可以及勘探和生產計劃審查的交貨期正在進行調整，並且聯邦機構演變為今天的機構。2019年5月15日，BSEE發佈了最終規則，生效日期為2019年7月15日，該規則修訂了油井設計、井控、套管、固井、實時監測(RTM)和海底圍堵的要求。這些修訂修改了與近海石油和天然氣鑽探、完井、修井和退役有關的規定，符合行政和內政部長的命令。井控法規的主要特點包括對防噴器(BOP)、雙剪切錘、設備的第三方審查、實時監測數據、安全鑽井餘量、扶正器、檢查以及與油井設計和控制、套管、固井和海底圍堵相關的其他改革的要求。關於總裁最近簽署的鑽探和氣候變化行政命令的討論
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拜登，請看前面這本10-K書中的風險因素我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接地受到我們所在國家和地區的政治、經濟和環境環境以及法律法規變化的不利影響.”

除了環保部在過去幾年制定和實施的一系列新的或修訂的安全、許可和認證要求外，還提出了各種建議，以改變可能影響近海開發和生產的現有法律和法規，例如，大幅提高1990年《石油污染法》所要求的最低經濟責任論證的建議。過去幾年實施和推行的現有監管舉措或未來的任何限制，無論是通過立法或監管手段，還是增加或擴大許可和執法計劃，在一定程度上加劇了我們近海石油和天然氣開發或勘探活動的不確定性或延誤，那麼此類條件可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。由BOEM或其他政府當局制定的任何其他新規則、法規或法律舉措，包括現任總統政府的結果，如果對財務保證、暫停新租賃或以其他方式對我們的離岸活動產生不利影響，施加更嚴格的要求，可能會導致成本增加。特別是，如上所述，現任總統政府支持對聯邦地區的石油和天然氣勘探和生產進行限制。這些限制和未來可能發佈的類似限制可能會限制我們的運營，並對我們未來的財務業績產生不利影響。

石油和天然氣行業，包括獲得勘探許可證，競爭激烈，我們的許多競爭對手擁有和使用的資源比我們多得多。
石油和天然氣行業在各個方面都具有很強的競爭力，包括勘探和開發新的許可證區。我們在一個競爭激烈的環境中運營，以獲得勘探許可證並僱用和留住訓練有素的人員。我們的許多競爭對手擁有和使用的財務、技術和人力資源遠遠超過我們，這在我們經營的領域可能特別重要。這些公司可能能夠更好地承受鑽探工作失敗、金融市場持續波動以及全球和整個行業普遍不利的經濟狀況帶來的財務壓力，並可能更好地吸收相關法律和法規變化帶來的負擔，這可能對我們的競爭地位產生不利影響。我們在未來獲得更多潛在客户以及發現和開發儲量的能力將取決於我們評估和選擇合適許可證的能力，以及在競爭激烈的環境中完成交易的能力。此外，石油和天然氣行業投資的可用資金面臨着激烈的競爭。由於這些因素和其他因素，我們可能無法在競爭激烈的行業中成功競爭，這可能會對我們的運營業績和財務狀況造成重大不利影響。
石油和天然氣行業的參與者受到許多法律、法規和其他立法文書的約束，這些法律、法規和其他立法文書可能會影響開展業務的成本、方式或可行性。
石油和天然氣行業的勘探和生產活動受當地法律法規的約束。我們可能需要支付大筆費用來遵守政府法律法規，特別是在以下事項方面：
•鑽井作業許可證；
•增税，包括追溯性索賠；
•油氣成藏單位化；
•本地內容要求(包括強制使用本地合作伙伴和供應商)；以及
•安全、健康和環境要求、責任和義務，包括與補救、調查或許可有關的要求。
根據這些和其他法律法規，我們可能會對人身傷害、財產損失和其他類型的損害承擔責任。不遵守這些法律法規也可能導致我們的業務暫停或終止，並受到行政、民事和刑事處罰。此外，這些法律和法規可能會改變，或者它們的解釋可能會改變，這可能會大幅增加我們的成本。在我們開展大部分業務的發展中國家，這些風險可能更高，在這些國家，這些法律和法規的適用可能缺乏清晰度或缺乏一致性。任何由此產生的負債、處罰、停職或終止都可能對我們的財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
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例如，加納議會頒佈了《石油收入管理法》、《2011年石油委員會法》和《2016年加納石油法》。不能保證這些法律不會在表面上或解釋上追溯性地修改管理我們在加納的許可權益的協議的條款，包括WCTP和DT石油合同以及Jubilee UUOA，要求政府批准直接或間接改變我們許可權益的控制權或以其他方式影響我們在加納的當前和未來業務的交易。任何此類變化都可能對我們的業務產生實質性的不利影響。我們也不能向您保證，根據現有法律，直接或間接轉讓我們的石油協議或其下的權益將不需要政府批准。
我們受到許多健康、安全和環境法律法規的約束，這可能會導致重大責任和成本。
我們遵守各種國際、外國、聯邦、州和地方的健康、安全和環境法律法規，其中包括向地面、空氣或水排放污染物，受管制材料的產生、儲存、搬運、使用、運輸和處置，以及我們的員工、承包商和我們資產所在社區的健康和安全。我們的運營需要從政府當局獲得環境許可，包括我們油井的鑽探許可。我們維持政策和程序，以遵守這些不同的許可和我們所受的法律和法規。如果確定我們違反或未能遵守這些要求，我們可能會被監管機構罰款或以其他方式制裁，包括吊銷我們的許可證或暫停或終止我們的業務。此外，此類要求可能會在未來發生變化或變得更加嚴格。如果我們未能及時或根本(由於合作伙伴、社區或環境利益團體的反對、政府延誤或其他原因)獲得、維護或續簽許可證，或者如果我們面臨由於法律或法規的變更或頒佈而施加的額外要求，則此類未能獲得、維護或續簽許可證或此類法律或法規的變更或頒佈可能會阻礙或影響我們的運營，這可能會對我們的運營結果和財務狀況產生重大不利影響。
作為我們過去、現在和將來的某些權益、發現和前景的權益擁有者或指定經營者，我們可能要對我們以及我們的區塊合作伙伴、第三方承包商、前任或其他經營者的行為和不作為所產生的部分或全部健康、安全和環境成本和責任承擔責任。如果我們沒有解決這些成本和債務，或者如果我們沒有以其他方式履行我們的義務，我們的業務可能會暫停或終止。我們已經與第三方簽訂了合同，並打算繼續聘請第三方來提供與我們的運營相關的服務。我們有可能與健康、安全和環境記錄不令人滿意的第三方簽訂合同，或者我們的承包商可能不願意或無法彌補與其行為和不作為有關的任何損失。因此，我們可能被要求對他們的行為或不作為產生的所有成本和責任負責，這可能會對我們的運營結果和財務狀況產生重大不利影響。
我們沒有為所有風險投保，我們的保險可能不涵蓋我們的運營或我們的任何執照區域可能產生的任何或所有健康、安全或環境索賠。如果發生重大事故或其他事件，且不在保險範圍內，則此類事故或事件可能會對我們的運營結果和財務狀況產生重大不利影響。
我們採取措施防止受管制物質的釋放。如果發生了受管制物質的釋放，根據某些環境法，這可能是重大的，我們可能要對我們現有或以前的設施以及我們使用或代表我們使用的任何第三方廢物處置場的任何污染相關的所有成本負責。此外，近海石油和天然氣勘探和生產涉及各種危險，包括人類接觸受管制物質(包括自然產生的放射性物質)和其他材料。因此，我們可能對人類接觸此類物質或因向環境、財產或自然資源釋放任何受管制或以其他方式有害的物質或影響瀕危物種而造成的其他損害承擔責任。
此外，我們預計氣候變化問題和温室氣體排放將繼續受到越來越多的關注，包括甲烷(天然氣的主要成分)和二氧化碳(石油和天然氣燃燒的副產品)。例如，2016年4月，包括加納、毛裏塔尼亞、聖多美和普林西比、塞內加爾和美國在內的195個國家簽署並正式簽署了一項國際氣候變化協議(《巴黎協定》)。《巴黎協定》呼籲簽署國設定自己的温室氣體排放目標，隨着時間的推移使這些排放目標變得更加嚴格，並對温室氣體排放報告和各國為實現温室氣體目標將採取的措施保持透明。《巴黎協定》的一個長期目標是將全球氣温較前工業化時代的升温控制在遠低於2攝氏度的水平。《巴黎協定》實際上是《京都議定書》的繼承者，《京都議定書》是一項旨在減少温室氣體排放的國際條約，包括加納、毛裏塔尼亞、聖多美和普林西比和塞內加爾在內的許多國家和地區都是《京都議定書》的締約國。2012年，在所謂的多哈修正案中，《京都議定書》通過修正案延長至2020年，該修正案
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在所需數目的締約方於2020年10月批准後，於2020年12月底生效。2023年11月和12月，國際社會齊聚迪拜，參加了第28屆《聯合國氣候變化框架公約》(COP28)締約方大會，會上發表了多項聲明，包括一項呼籲擺脱化石燃料的全球協議，以及約50個石油和天然氣生產國承諾到2030年實現近零甲烷排放。另外，2023年12月，美國環保局公佈了管理石油和天然氣行業甲烷和揮發性有機化合物排放的最終規則，其中包括要求定期檢查以發現泄漏(以及隨後的修復)，對甲烷的排放和燃燒施加嚴格限制，並建立一個項目，讓第三方可以監控並向環境保護局報告大量甲烷排放。此外，2022年3月，美國證券交易委員會提出了要求披露一系列氣候變化相關信息的規則，除其他外，包括公司的氣候變化風險管理；與氣候有關的短期、中長期金融風險；以及披露範圍1、範圍2和(對某些公司)範圍3的排放。美國證券交易委員會擬議的氣候披露規則尚未敲定，但擬議的規則實施可能代價高昂且耗時。 目前還不能確定《巴黎協定》、《公約》第28條、美國環保局最終的甲烷排放規則、美國證券交易委員會擬議的氣候變化披露規則以及任何其他相關的温室氣體排放目標、法規、行政命令或其他要求，將對我們的業務、運營結果和財務狀況產生什麼影響。然而，這種立法和監管的不確定性可能會導致我們的業務或運營中斷。有關總裁·拜登最近簽署的環境和氣候變化行政命令的討論，請參閲本10-K文件中前面的風險因素我們的業務、運營和財務狀況可能直接或間接地受到我們所在國家和地區的政治、經濟和環境環境以及法律法規變化的不利影響。”

健康、安全和環境法律法規復雜，變化頻繁，隨着時間的推移，往往會變得越來越嚴格。我們遵守當前和未來的氣候變化、健康、安全和環境法律的成本、我們的大宗合作伙伴和第三方承包商的行為或不作為，以及我們因釋放或接觸受管制物質而產生的責任，可能會對我們的運營結果和財務狀況產生不利影響。更多信息見“項目1.業務--環境事項”。
我們可能面臨與美國《反海外腐敗法》和其他反腐敗法律有關的斷言或責任，任何此類斷言或確定我們違反了美國《反海外腐敗法》或其他此類法律，都可能導致Kosmos付出巨大代價，並對我們的業務產生實質性的不利影響。
我們受美國《反海外腐敗法》(FCPA)和其他法律的約束，這些法律禁止為了獲得或保留業務或以其他方式獲得不正當的商業優勢而向外國政府官員和政黨支付或提供不正當的報酬。此外，聯合王國已經頒佈了2010年的《反賄賂法》，在某些情況下，我們可能要遵守該法律。我們在那些我們可能直接或間接面臨官員腐敗要求的國家和地區做生意，未來還可能做更多的生意。我們面臨員工、承包商或顧問未經授權付款或提出付款的風險。我們現有的保障措施和未來的任何改進可能被證明在防止此類未經授權的付款方面效果不佳，我們的員工和顧問可能會從事我們可能要承擔責任的行為。違反《反海外腐敗法》或其他反腐敗法可能會導致嚴厲的刑事或民事制裁，我們還可能承擔其他責任，這可能會對我們的業務、經營業績和財務狀況產生負面影響。此外，美國政府可能會要求我們對我們投資的公司(例如，通過收購股權、作為合資夥伴參與、收購資產或與之進行某些商業交易)或收購的公司違反《反海外腐敗法》的行為承擔後續責任。
雖然我們相信我們保持着強大的合規計劃(包括政策、程序和控制)和相應的合規文化，但我們可能會不時提出與我們的業務或資產有關的斷言，包括媒體或競爭對手，儘管此類斷言缺乏真實性，但可能會吸引監管機構的興趣或影響市場對Kosmos的看法。2019年6月3日， 英國廣播公司全景圖我們播放了一個電視節目，其中包括關於本公司持有權益的塞內加爾近海Cayar Offshore和Saint Louis Offshore區塊的各種斷言，我們認為這些斷言是不準確和誤導性的。我們、BP(區塊運營商)和塞內加爾政府都立即發表獨立聲明，強烈駁斥這些斷言。*正如我們的聲明中指出的那樣，Kosmos在交易前進行了廣泛的盡職調查，我們認為我們是按照適用法律收購了我們在區塊中的權益。節目播出後，某些政府機構要求科斯莫斯自願提供與塞內加爾區塊和其他區塊有關的信息。我們與這些請求進行了合作，以確保這些機構對這些區塊的歷史有準確和完整的瞭解。經過三年多的廣泛審查，美國證券交易委員會於2022年12月通知我們，它已經結束了調查，沒有建議採取執法行動。不能保證其他監管機構不會進一步進行監管調查或採取其他行動。
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聯邦監管法律可能會對我們使用衍生品來降低大宗商品價格、利率和其他與我們業務相關的風險的影響的能力產生不利影響。
有時，我們使用衍生品，特別是現金結算的大宗商品期權和利率掉期，來對衝與我們業務相關的風險，包括大宗商品價格和利率風險。商品期貨交易委員會(“CFTC”)對衍生品擁有管轄權，包括掉期和現金結算的商品期權，根據商品交易法，這些衍生品被作為掉期進行監管。
對我們來説尤其重要的是，CFTC已經實施了一些規定，為某些期貨和經濟上同等的掉期設定頭寸限制，並要求交易所也這樣做。某些真正的對衝頭寸不受這些頭寸限制。由於此等規則有關本公司的條文將於未來數年分階段實施，因此可能會增加成本，或如吾等不能符合有關對衝豁免的具體要求，吾等可能會受到若干持倉限制。
CFTC已將某些利率互換指定為強制清算和交易所交易。CFTC尚未提出將任何其他類別的掉期(包括大宗商品掉期)指定用於強制性清算或交易所交易的規則。強制清算和交易執行要求的應用可能會改變公司用於對衝的掉期的成本和可獲得性。
與我們交易的掉期交易商需要遵守未清算掉期的保證金和隔離要求。雖然我們的未清算掉期不直接受這些保證金要求的約束，因為它們被我們用於對衝目的，但由於交易商進行未清算掉期交易的成本普遍增加，我們進行這些交易的成本可能會增加。
《商品交易法》還要求我們衍生工具的某些交易對手必須在CFTC註冊，並接受實質性監管。這些要求可能會大大增加衍生品的成本，減少衍生品的可用性，以防範我們遇到的風險，並降低我們貨幣化或重組現有衍生品的能力。如果我們因這些法規而減少使用衍生工具，我們的經營業績可能會變得更加不穩定，我們的現金流可能更難預測，這可能會對我們計劃和資助資本支出的能力產生不利影響。如果立法和條例的後果是降低商品價格，我們的收入也可能受到不利影響。
歐盟和其他非美國各司法管轄區亦已實施或正在實施有關衍生工具市場的類似規例。如果我們與外國司法管轄區的交易對手進行交易，我們或我們的交易可能會受到此類法規的約束。這些法規的影響可能類似於上述關於美國規則的影響。
任何該等後果均可能對我們的綜合財務狀況、經營業績或現金流量產生重大不利影響。
一般風險因素
我們依賴於我們管理和技術團隊中的某些成員。
我們的業績和成功在很大程度上取決於我們管理層的能力、專業知識、判斷力和判斷力，以及我們技術團隊識別、發現、評估、開發和生產儲量的能力。我們的管理和技術團隊的一名或多名成員的流失或離職可能會對我們未來的成功不利。此外，我們的管理層和技術團隊成員持有的大量Kokeros股份已經歸屬。無法保證我們的管理和技術團隊將繼續存在。倘任何該等高級職員或其他主要人員退休、辭職或無法繼續擔任其現時職務，而又沒有適當人選替代，則我們的經營業績及財務狀況可能會受到重大不利影響。我們有能力管理我們的增長，如果有的話，將需要我們繼續培訓，激勵和管理我們的員工，並吸引，激勵和留住更多的合格人員。對這類人員的競爭非常激烈，我們可能無法成功吸引、吸收和留住業務增長和盈利所需的人員。
我們在一個好打官司的環境中運營。
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事實證明，我們開展業務的一些司法管轄區是好打官司的環境。像我們這樣的石油和天然氣公司，在正常的業務過程中可能會捲入各種法律程序，例如所有權或合同糾紛。
我們可能會不時捲入正常業務過程中出現的各種法律和監管程序。我們無法確切地預測這些訴訟的發生或結果，如果我們在這些糾紛中失敗，並且任何損失超過了我們可用的保險，這可能會對我們的運營結果產生實質性的不利影響。
由於我們在海外維持着多元化的資產組合，我們可能涉及的法律程序的複雜性和類型可能會有所不同，我們可能會在不同的司法管轄區產生大量的法律和支持費用。如果我們不能成功地保護自己，我們的勘探、開發或生產活動或其他業務計劃可能會延遲甚至停止，導致儲量減少、產量損失和現金流減少。法律程序可能導致對我們的重大責任和/或負面宣傳，並對我們的普通股價格產生不利影響。此外，法律程序分散了管理層和其他人員對其主要責任的注意力。
我們面臨着與全球民粹主義相關的各種風險。
在全球範圍內，某些個人和組織正試圖將公眾的注意力集中在收入分配、財富分配和公司税收水平上，並實施收入和財富再分配政策。這些努力如果獲得政治吸引力，可能會導致對個人和/或公司增加税收，並可能加強對公司和金融機構的監管。我們需要應對這些發展或遵守任何由此產生的新法律或法規要求，以及任何可能增加的税收支出，這可能會增加我們的業務成本，降低我們的財務靈活性，否則會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
我們的股價可能會波動，購買我們普通股的人可能會遭受重大損失。
我們的股價可能會波動。股票市場總體上經歷了極端的波動，這種波動往往與特定公司的經營業績無關。我們普通股的市場價格可能受到許多因素的影響，包括但不限於：
•石油和天然氣的價格；
•我們勘探和開發業務的成功，以及我們生產的任何石油和天然氣的營銷；
•運營事故；
•美國和我們開展業務的外國國家的監管動態；
•關鍵人員的招聘或離職；
•我們的財務業績或被認為與我們相似的公司的財務業績季度或年度變化；
•我們所在行業的市場狀況以及新證券或變更證券的發行情況；
•分析師的報告或建議；
•證券分析師未能涵蓋我們的普通股或分析師對財務估計的變化；
•無法滿足跟蹤我們普通股的分析師的財務估計；
•發行或出售本公司的任何額外證券；
•投資者對我們公司和我們競爭的行業的看法；以及
•一般的經濟、政治和市場條件。
60
目錄表
如果發行額外的股票，我們普通股的持有者將被稀釋。
我們可以發行額外的普通股、可轉換為普通股的證券、優先股、認股權證、權利、單位和債務證券，用於一般公司目的，包括但不限於償還或再融資借款、營運資本、資本支出、投資和收購。我們繼續積極尋求通過互補性或戰略性收購擴大我們的業務，我們可能會發行與這些收購相關的額外普通股。我們還向高管、員工和獨立董事發放限制性股票單位，作為他們薪酬的一部分。如果我們未來增發普通股或可轉換為普通股的證券，可能會對我們現有的流通股股東產生稀釋效應。
項目1B：未解決的工作人員意見
不適用。

項目1C：網絡安全
見“項目1.業務-網絡安全”。
第2項：酒店物業
見“項目1.業務”。我們也有各種經營租賃，用於租用辦公空間、辦公室和現場設備以及車輛。關於未來最低租金付款，見“財務報表和補充數據--附註15--承付款和或有事項”。這種信息在此引用作為參考。
第三項：其他法律程序
我們可能會不時涉及正常業務過程中出現的各種法律和監管程序。雖然我們不能確切地預測這些訴訟的發生或結果，但我們不認為任何未決的法律或監管訴訟中的不利結果，無論是個別的還是總體的，都不會對我們的綜合財務狀況或現金流產生重大影響；然而，不利的結果可能會對我們在特定中期或年度的經營業績產生重大不利影響。
第二項第四項：煤礦安全信息披露
不適用。
61
目錄表
第II部
第五項：登記人普通股、相關股東事項和發行人購買股權證券的市場
普通股交易摘要
我們的普通股在紐約證券交易所和倫敦證券交易所交易，代碼為KOS。
截至2024年2月22日，根據該公司的轉讓代理ComputerShare Trust Company，N.A.的信息，Kosmos普通股的記錄持有者人數為1122人。2024年2月22日，據紐約證券交易所報道，Kosmos普通股的最後一次出售價格為每股5.93美元。
Kosmos目前不支付股息。未來是否派發股息由我們的董事會酌情決定，並取決於我們的財務狀況、經營結果、資本要求和董事會認為相關的其他因素。我們的某些子公司目前根據高級票據、融資機制和公司革命者的條款向我們支付股息的能力受到限制，除非我們滿足某些財務和其他條件。
發行人購買股票證券
根據我們LTIP的條款，我們向員工發行了限制性股票單位。於該等限制性股份單位歸屬當日，吾等根據吾等適用的限制性股份單位授出協議及LTIP，向該等僱員提供出售股份以支付其税務責任的選擇權，按歸屬股份單位數目(根據吾等普通股於歸屬日期的收市價計算)相等於該承授人所欠的最低法定税項責任或不超過該承授人的最高法定税項責任。此外，本公司亦可回購承授人出售的限售股份單位，以清繳其税務責任。回購的股份單位將重新分配給根據長期投資協議可供發行的股份單位數量。
62
目錄表
股票表現圖表
以下業績圖表和相關信息不應被視為“徵集材料”或被美國證券交易委員會“存檔”，也不應通過引用將此類信息納入根據1933年證券法或1934年證券交易法(均經修訂)提交的任何未來文件，除非本公司通過引用明確將其納入此類文件。
下圖顯示了截至2023年12月31日的五年期間，根據S指數和道瓊斯美國勘探與生產指數的累計總回報衡量，我們普通股的累計股東總回報的變化。該圖表跟蹤了100美元投資於我們的普通股和每個指數的表現(包括所有股息的再投資)。
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指數(SPX)100.00 131.50 155.60 200.30 164.00 207.00 
道瓊斯美國勘探與生產指數(DWCEXP)100.00 110.30 73.00 125.90 198.10 206.90 
63
目錄表
第6項：精選財務數據
截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的三個年度的合併財務信息，見“項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析”和“項目8.財務報表和補充數據”。
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目錄表
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
以下討論和分析包含涉及風險和不確定因素的前瞻性陳述。由於各種因素的影響，我們的實際結果可能與前瞻性陳述中討論的結果大不相同，這些因素包括但不限於“關於前瞻性陳述的警示陳述”和“第1A項”中陳述的那些因素。風險因素。關於我們財務狀況和經營結果的以下討論應與我們的合併財務報表及其附註一起閲讀，這些附註包括在本年度報告10-K表的其他部分。

概述
Kosmos是一家專注於大西洋近海邊緣的全週期、深水、獨立的石油和天然氣勘探和生產公司。我們的主要資產包括加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣的海上生產，以及毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的世界級天然氣項目。我們還在赤道幾內亞和美國墨西哥灣開展了一個經過驗證的盆地勘探項目。
在全球範圍內，俄羅斯在烏克蘭的戰爭、中東的潛在不穩定、潛在的衰退、通脹壓力和其他不同的宏觀經濟狀況的影響影響了石油和天然氣的供需，這也導致了石油和天然氣價格的顯著波動。公司的收入、收益、現金流、資本投資、債務能力以及最終的未來增長率都高度依賴於這些大宗商品的價格。

最新發展動態
公司

2023年9月，本公司使用手頭現金償還了GoM定期貸款的剩餘未償還本金1.375億美元外加應計利息，構成全額支付。GoM定期貸款隨後根據GoM定期貸款終止，並受GoM定期貸款條款的約束。

2023年9月，本公司對融資機制進行了修訂，將Kosmos Energy加納投資公司和Kosmos Energy加納控股有限公司作為義務人加入融資機制。因此，在計算貸款基礎金額時，現在將2021年10月收購Anadarko WCTP時獲得的Jubilee和10項額外權益計入其中。

2023年10月，該公司修改了該安排，修改了攤銷時間表，將還款分期從7期減少到6期，第一期還款定於2024年10月1日，而不是2024年3月31日。最終到期日或最終還款日期沒有變化。

加納

在截至2023年12月31日的一年中，加納的平均產量約為11.82萬桶/日(淨額3.86萬桶/日)。
朱比利油田的分階段開發在2023年繼續進行，成功地將四口生產井和兩口注水井投入使用，其中包括三口井(兩口生產井和一口注水井)，作為朱比利東南項目成功啟動的一部分。朱比利東南項目還包括安裝一個新的海底生產歧管。開發鑽探活動計劃在2024年繼續進行。2024年第一季度初，一口新的注水井和一口新的生產井上線。該合作伙伴關係預計，在我們預計鑽井合同結束之前，2024年將再投入使用三口井，其中包括兩口生產井和一口注水井。
關於2009年批准Jubilee油田一期吊艙，Jubilee油田合作伙伴同意向加納政府免費提供Jubilee油田一期開發項目生產的第一批200bcf天然氣。截至2023年1月1日，Jubilee合作伙伴已經履行了這一承諾。從2018年到2022年，前200個Bcf天然氣中約有19個Bcf從十個氣田被取代，以保持加納國內電力用途向岸上輸送的一致氣量。從2023年1月1日開始，根據標籤GSA的條款，以每MMBtu 0.50美元的價格向加納出售了大約19Bcf的Jubilee氣體(恢復了原來的10 Bcf)。在2023年期間，Jubilee合作伙伴達成了一項臨時協議，以每MMBtu 2.95美元的價格向加納政府出售Jubilee氣田天然氣，價格超過Jubilee氣田的19bcf，直至2024年5月，同時合作伙伴繼續與加納政府就未來的長期天然氣銷售協議進行討論。2023年第二季度，該運營商向加納政府提交了經修訂的TEN開發計劃草案，以及涵蓋Jubilee和Ten油田未來天然氣銷售的天然氣銷售協議的條款單。如果修改後的計劃
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目錄表
如果十個項目的開發被推遲或未獲批准，可能會導致投資和發展活動的削減或延遲。
美國墨西哥灣
在截至2023年12月31日的一年中，美國墨西哥灣的平均產量約為15,400桶/日(淨)(~81%的石油)。

位於密西西比峽谷的科迪亞克#3加密井於2021年4月上線。經驗豐富的生產問題，並被關閉。2022年3月，該公司開始封堵和旁路原來的科迪亞克#3加密井。科迪亞克-3st油井於2022年9月初投入使用。油井業績和初步產量符合預期，但油井生產率在2022年第三季度末有所下降。修井計劃已經制定，鑑於2023年油井的表現好於預期，預計將在2024年年中左右開始。

臨冬城開發項目在2023年期間繼續取得良好進展，該項目第1A期的第一批石油預計將於2024年第二季度初投產，頭兩口油井將投入生產。臨冬城3號油井預計將於2024年晚些時候開始鑽探。已經簽署了東道國設施生產處理協議和石油出口協議。

截至2023年底，Odd作業現場潛水泵安裝項目約完成90%，預計2024年年中上線。該項目預計將維持奇數工作領域的長期生產。

2023年7月，Kosmos勘探出了由Tiberius基礎設施主導的勘探前景，該勘探前景位於外Wilcox Play中Keathley峽谷的964號區塊(33%的工作權益)。2023年10月，我們宣佈該油井在Wilcox的主要目標中遇到了大約75米(250英尺)的淨石油收入。初步的流體和巖心分析支持油井的生產潛力，其特徵與Wilcox趨勢中類似的附近發現類似。我們現在正在與合作伙伴合作，為這一發現制定發展方案。在2024年第四季度，Kosmos被指定為美國墨西哥灣租賃銷售261號五個區塊的明顯高價競標者，其中包括我們發現Tiberius附近的三個區塊。

赤道幾內亞
    
截至2023年12月31日的一年，赤道幾內亞的平均總產量約為25,300 Bopd(淨額約為8,800 Bopd)。

2023年Ceiba油田和Okume綜合開發鑽井平臺活動於2023年第四季度開始。該行動最初完成了一次生產井修井。然而，由於鑽井平臺的安全問題，運營商於2024年2月初終止了鑽井平臺合同。雙方正在尋求一個替代鑽井平臺和鑽井承包商，以恢復工作，計劃包括鑽探G區塊的充填生產井和S區塊的Akeng Deep ILX探礦。

於2023年2月，Kogaic與赤道幾內亞共和國訂立石油合約，涵蓋赤道幾內亞近海EG-01區塊。Koomba持有該區塊24%的非經營參與權益。EG-01區塊目前佔地約59，400英畝（240平方公里），第一個勘探期為自生效日期（2023年3月1日）起三年。

於2023年3月，我們完成一項出售赤道幾內亞離岸S區塊6. 0%參與權益的轉讓協議。由於簽訂了外判協議，Koomba在S區塊的參與權益減少至34.0%。

毛裏塔尼亞和塞內加爾    

大Tortue Ahmeyim單位

Greater Tortue項目第一期於二零二三年繼續推進。截至年底和申報日，實現了以下里程碑：

•鑽孔：該運營商已成功鑽完所有四口井，預期生產能力明顯高於第一口天然氣所需的生產能力。
66
目錄表

•樞紐碼頭：建造工程已完成，並於二零二三年八月完成移交營運。

•水下：在現場出油管和水下結構物的安裝方面取得了重大進展。工程於二零二三年第四季度重新展開，預期於二零二四年第二季度末完成。英國石油公司代表合作伙伴集團，根據與原海底承包商的協議啟動了這一程序，以彌補所造成的損失。合夥企業將尋求在具有約束力的仲裁中收回最大可收回的損害賠償。我們估計，Kokaros在可收回的損失中所佔的淨份額高達1.6億美元。

•FLNG：FLNG的建造於二零二三年第四季度完成，該船於二零二四年第一季度抵達毛裏塔尼亞/塞內加爾近海。連接工作正在進行中。

•FPSO：該船目前在特內裏費島的一家造船廠進行導纜器的檢查和維修。預計將於2024年第二季度初完成這項工作並運送到項目現場，然後進行最後的連接和調試。

Greater Tortue Ahmeyim項目第一階段的第一天然氣的關鍵路徑，現在的目標是在2024年第三季度，仍然是通過FPSO的到達，連接和調試。該工作流程的及時執行預計將允許在2024年第四季度實現第一批液化天然氣。

Yakaar和Teranga發現

Yakaar和Teranga的發現繼續作為聯合開發進行分析。於2023年，我們繼續推進評估研究、完善概念設計，並向合作伙伴建議將Cayar Offshore Profond Block的Yakaar和Teranga發現作為商業聯合開發。PETROSEN同意了該提議，但BP決定不參與Yakaar和Teranga發現的開發和開採。根據《Cayar近海Profond區塊油氣勘探和生產分成合同》（以下簡稱“合同”）和相關《聯合作業協議》（以下簡稱“JOA”）的規定，BP已放棄其在Yakaar和Teranga發現方面的權利。根據聯合作業協議的規定，Kokaran已根據合同和聯合作業協議承擔了BP的參與權益，並已成為Cayar Offshore Profond Block的運營商，並已獲得自2024年1月18日起生效的常規政府批准。Cayar Offshore Profond區塊的參與權益現在是：Kokaros 90%和PETROSEN 10%，PETROSEN有權在開採授權發佈後將其參與權益增加到35%。

聖多美和普林西比

於二零二三年第二季度，我們獲得批准將聖多美和普林西比海上第5區塊的當前勘探階段延長十二個月至二零二四年五月。
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目錄表
經營成果
我們所有的結果，如下表所示，代表了加納，美國墨西哥灣和赤道幾內亞的業務。截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的若干經營業績及統計數據載於下表。有關截至2022年12月31日止年度與截至2021年12月31日止年度比較的討論，請參閲我們截至2022年12月31日止年度的10-K表格年報第二部分第7項“管理層對財務狀況及經營業績的討論及分析”。
截至十二月三十一日止的年度，
 
 2023
2022(2)
2021(1)
 (單位為千，每卷數據除外)
銷售量： 
石油(MBbl)20,385 22,012 18,525 
天然氣(MMcf)13,737 4,076 4,904 
NGL(MBbl)382 426 508 
總計(MBOE)23,057 23,117 19,850 
總計(Boepd)63,168 63,335 54,384 
收入： 
石油銷售$1,658,421 $2,201,199 $1,298,577 
天然氣銷售35,307 29,504 18,898 
NGL銷售7,880 14,652 14,538 
總收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 
每桶石油平均銷售價格$81.35 $100.00 $70.10 
每立方米天然氣平均銷售價格2.57 7.24 3.85 
每桶NGL平均銷售價格20.61 34.39 28.62 
每桶平均銷售總價73.80 97.13 67.10 
成本： 
石油和天然氣生產，不包括修井$367,375 $387,888 $332,203 
石油和天然氣生產、修井22,722 15,168 13,803 
石油和天然氣生產總成本$390,097 $403,056 $346,006 
損耗、折舊和攤銷$444,927 $498,256 $467,221 
每桶平均成本： 
石油和天然氣生產，不包括修井$15.93 $16.78 $16.74 
石油和天然氣生產、修井0.99 0.66 0.70 
石油和天然氣生產總成本16.92 17.44 17.44 
損耗、折舊和攤銷19.30 21.55 23.54 
石油和天然氣生產成本、損耗、折舊和攤銷總額$36.22 $38.99 $40.98 
(1)包括與我們從2021年10月13日（收購日期）開始收購加納額外權益相關的活動。
(2)包括與2022年3月13日與Tullow的優先購買權交易相關的活動。
68
目錄表
下文對經營業績的討論和期與期之間的比較分析了我們的歷史業績。以下討論可能不代表未來結果。
截至2023年12月31日止年度對比2022年
 截至十二月三十一日止的年度，增加
20232022(1)(減少)
 (單位：千)
收入和其他收入：   
石油和天然氣收入$1,701,608 $2,245,355 $(543,747)
出售資產的收益— 50,471 (50,471)
其他收入，淨額(73)3,949 (4,022)
總收入和其他收入1,701,535 2,299,775 (598,240)
成本和支出：   
石油和天然氣生產390,097 403,056 (12,959)
設施保險修改，淨額— 6,243 (6,243)
勘探費42,278 134,230 (91,952)
一般和行政99,532 100,856 (1,324)
損耗、折舊和攤銷444,927 498,256 (53,329)
長期資產減值準備222,278 449,969 (227,691)
利息和其他融資成本，淨額95,904 118,260 (22,356)
衍生工具，淨額11,128 260,892 (249,764)
其他費用，淨額23,656 (9,054)32,710 
總成本和費用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 
淨收入$213,520 $226,551 $(13,031)
(1)包括與2022年3月13日與Tullow的優先購買權交易相關的活動。
石油和天然氣收入。截至2023年12月31日止年度，石油及天然氣收入較截至2022年12月31日止年度減少5. 437億美元，主要由於天然氣田產量下降導致平均油價下跌及我們的投資組合石油產量減少，部分被截至2023年12月31日止年度加納天然氣銷售增加所抵銷。我們於2023年以每桶油當量平均實現價格73. 80美元出售23，057百萬桶油當量，並於2022年以每桶油當量平均實現價格97. 13美元出售23，117百萬桶油當量。
出售資產的收益。 在2022年第四季度，根據我們2020年的外包協議條款，我們從殼牌獲得了5000萬美元。
石油和天然氣生產。由於我們整個投資組合的生產結構發生變化，截至2023年12月31日的年度內，石油和天然氣生產成本比截至2022年12月31日的年度減少了1300萬美元。
勘探費。截至2023年12月31日的年度，勘探費用較截至2022年12月31日的年度減少9,200萬美元，主要是由於在截至2022年12月31日的年度內，根據毛裏塔尼亞近海C8區塊許可證發生的BirAllah和Orca發現之前資本化的成本6,420萬美元，隨着C8區塊的勘探期結束，這些成本被註銷為勘探費用，以及2022年記錄的與加納兩口廢棄的Ntomme退出井有關的1,370萬美元的勘探費用。
損耗、折舊和攤銷。在截至2023年12月31日的年度內，與截至2022年12月31日的年度相比，損耗、折舊和攤銷減少了5330萬美元，這是由於截至2022年12月31日的年度錄得的減值虧損導致我們的十個油田的成本基礎較低導致本年度每桶的損耗較低。
長期資產減值。與截至2022年12月31日的年度相比，在截至2023年12月31日的年度內，長期資產的減值減少了227.7美元。我們記錄了4.5億美元的減值費用
69
目錄表
在截至2022年12月31日的一年中，十個油田的已探明石油和天然氣儲量被修訂為負數。根據對與十個油田相關的已探明石油和天然氣儲量的進一步負面修訂，我們於2023年在十個油田錄得額外減值費用2.223億美元。額外的修訂主要是由於夥伴關係十個領域和油井業績開發工作範圍的變化。
利息和其他融資成本，淨額。在截至2023年12月31日的年度內，利息及其他融資成本較截至2022年12月31日的年度淨減少2,240萬美元，主要是由於與Greater Tortue Ahmeyim項目相關的資本化利息增加，部分被與較高利率相關的利息支出增加所抵消。

衍生品，淨額。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，我們的未償還對衝頭寸分別錄得1110萬美元和2.609億美元的虧損。所錄得的變化是由於石油價格遠期曲線在各自期間的變化所致。
其他費用，淨額。與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度其他支出淨增3,270萬美元，主要原因是截至2023年12月31日的年度約740萬美元的庫存減值和750萬美元的其他資產減記，以及截至2022年12月31日的年度的1190萬美元的保險收益。
所得税支出(福利)。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，我們的整體有效税率受到以下因素的影響：我們21%的美國所得税申報税率和適用於加納和赤道幾內亞業務的35%法定税率的差異，法定税率為0%的司法管轄區，我們發生虧損並記錄了相應遞延税項資產估值津貼的司法管轄區，以及其他不可扣除的費用，主要是在美國。
流動性與資本資源
作為一家全週期勘探和生產公司，我們正在積極參與預測和滿足與我們的戰略相關的資金需求的持續過程。我們歷來通過經營活動產生的現金流滿足我們的資金需求，並通過發行股權和債務以及合作伙伴載體獲得額外資金。
油價在歷史上是不穩定的，可能會對我們產生足夠的運營現金流以滿足我們的資金需求的能力產生負面影響。這種波動可能會導致未來油價的大幅波動，這可能會影響我們遵守金融契約的能力。為了部分緩解這種價格波動，我們維持積極的對衝計劃，並定期審查我們的資本支出計劃。我們的投資決策是基於長期大宗商品價格，基於我們項目和發展計劃的性質。目前的大宗商品價格，再加上我們的對衝計劃和我們目前的流動性狀況，預計將支持我們2024年的資本計劃。
除其他因素外，我們未來的財務狀況和流動性可能受到以下因素的影響：我們的開採、勘探和評估鑽井計劃的成功；我們發現的商業上可行的石油和天然氣發現的數量以及發現的石油和天然氣的數量；我們將這些發現投入生產的速度；我們石油和天然氣生產設施的可靠性；我們持續出口石油和天然氣的能力；我們獲得和維持合作伙伴的能力及其與資本計劃的一致性；我們石油和天然氣資產的開採、勘探、評估和開發的實際成本；以及我們保單下的任何索賠的承保範圍。
2023年10月，在2023年秋季重新確定期間，公司的貸款辛迪加批准了12.5億美元的貸款基礎，增加了未提取的可用資金。截至2023年12月31日，該貸款下的借款總額為9.25億美元，該貸款下的未提取可用資金為3.25億美元。截至2023年12月31日，公司革命者計劃下沒有未償還的借款，未提取的可用資金為2.5億美元。
70
目錄表
現金的來源和用途
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日的年度現金和現金等價物的來源和用途：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：千)
現金、現金等價物和限制性現金的來源：   
經營活動提供的淨現金$765,170 $1,130,476 $374,344 
發行優先票據所得款項淨額— — 839,375 
發行普通股的淨收益— — 136,006 
長期債務項下的借款300,000 — 725,000 
生產預付款協議項下的預付款— — — 
出售資產所得收益— 168,703 6,354 
 1,065,170 1,299,179 2,081,079 
現金、現金等價物和限制性現金的使用：   
石油和天然氣資產932,603 787,297 472,631 
石油和天然氣屬性的獲取— 22,078 465,367 
來自合夥人的應收票據62,247 63,183 41,733 
償還長期債務145,000 405,000 1,050,000 
分紅166 655 512 
其他融資成本
13,214 9,041 25,704 
 1,153,230 1,287,254 2,055,947 
增加(減少)現金、現金等價物和限制性現金$(88,060)$11,925 $25,132 
經營活動提供的淨現金。2023年經營活動提供的現金淨額為765.2美元，而2022年和2021年分別為11億美元和3.743億美元。與2022年同期相比，在截至2023年12月31日的一年中，經營活動提供的現金減少，主要是由於平均實現石油價格下降。與2021年同期相比，在截至2022年12月31日的一年中，經營活動提供的現金增加，這主要是由於實現油價上漲和產量增加所致。
下表顯示了我們截至2023年12月31日和2022年12月31日的流動性和財務狀況：
截至十二月三十一日止的年度，
 20232022
 (單位：千)
貸款機制下的借款$925,000 $625,000 
7.125釐高級債券650,000 650,000 
7.750釐高級債券400,000 400,000 
7.500釐高級債券450,000 450,000 
GOM定期貸款— 145,000 
長期債務總額$2,425,000 $2,270,000 
現金和現金等價物95,345 183,405 
受限現金總額3,416 3,416 
淨債務$2,326,239 $2,083,179 
設施下的可用性$325,000 $618,034 
企業變革下的可用性$250,000 $250,000 
可用借款加上現金和現金等價物$670,345 $1,051,439 

71
目錄表
資本支出和投資
我們預計會產生資本成本，因為我們：
•在加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣鑽探更多的加密井並執行開採和生產活動；
•在加納、美國墨西哥灣、毛裏塔尼亞和塞內加爾開展評估和發展活動；
•在美國墨西哥灣和赤道幾內亞開展以基礎設施為主導的勘探和評估工作。
我們在為我們未來的活動編制預算時依賴於一些假設。這些因素包括我們計劃鑽探的油井數量、我們在業務中支付的利息(包括不成比例的付款金額)、開發或參與開發前景所涉及的成本、第三方項目的時間安排、是否有合適的設備和合格的人員以及我們的運營現金流。我們還評估潛在的公司和資產收購機會，以支持和擴大我們的資產組合，這可能會影響我們的預算假設。這些假設固有地受到重大商業、政治、經濟、監管、健康、環境和競爭不確定性、意外事件和風險的影響，所有這些都是難以預測的，其中許多是我們無法控制的。如果市場狀況惡化，或者我們的一個或多個假設被證明是錯誤的，或者如果我們選擇以比我們目前預期更快的速度擴大我們的收購、勘探、評估、開發努力或任何其他活動，我們可能需要更快地籌集額外資金。如果籌集資金的條件有利，我們可以決定在需要之前籌集更多的資金。我們可能尋求出售資產、股權或債務證券，或獲得額外的銀行信貸安排。出售股權證券可能會對我們的股東造成稀釋。額外的債務可能會導致固定債務的增加和額外的契約，從而限制我們的業務。
2024資本計劃
我們估計，在截至2024年12月31日的一年中，我們將花費約7億至7.5億美元的資本，不包括年內對石油和天然氣資產的任何收購或剝離。這份非經常開支預算包括：
•大約2.5億至3億美元與我們在加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣的資產維護活動有關，包括加密開發鑽探和完整性支出；
•大約3.5億至4億美元，用於毛裏塔尼亞和塞內加爾的Greater Tortue Ahmeyim一期項目以及美國墨西哥灣的臨冬城項目；
•大約5,000萬-1億美元用於推進我們在美國墨西哥灣以基礎設施為主導的勘探和評估項目，包括Tiberius評估活動，赤道幾內亞ILX勘探區塊Akeng Deep的鑽探，以及我們在毛裏塔尼亞和塞內加爾的更大天然氣資源的評估計劃，包括Greater Tortue Ahmeyim、Yakaar-Teranga和BirAllah項目第二階段。
我們將花費的最終資本數額可能會根據市場狀況以及我們的開採和鑽井結果的成功等因素而大幅波動。除其他因素外，我們未來的財務狀況和流動性將受到以下因素的影響：我們的石油生產水平和從石油銷售中獲得的價格；我們有效對衝未來產量的能力；我們多方面的基礎設施主導的勘探和評估鑽探計劃的成功；已發現的商業上可行的石油和天然氣發現的數量以及已發現的石油和天然氣的數量；我們將這些發現轉化為生產的速度；我們的合作伙伴與資本計劃的一致性；我們的石油和天然氣資產的開採、勘探、評估和開發的實際成本；以及我們保單下的任何索賠的承保範圍。
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目錄表
重要的資本來源
設施
該基金支持我們的石油和天然氣勘探、評估和開發計劃以及企業活動。根據該機制可借入的資金數額，也稱為借款基準額，每年3月和9月確定。借款基數是現金流量淨值和相關資本支出淨現值減去一定百分比後的淨現值以及加納Jubilee和10個油田以及赤道幾內亞Ceiba油田和Okume建築羣某些資產儲備和/或資源的價值之和。
2023年10月，在2023年秋季重新確定期間，該公司的貸款銀團批准了12.5億美元的借款基數。截至2023年12月31日，該貸款下的借款總額為9.25億美元，該貸款下的未提取可用資金為3.25億美元。
2022年11月23日，公司修訂了該安排，將利率基準從倫敦銀行同業拆借利率更新為期限SOFR，自2023年4月19日起生效。2023年9月29日，本公司修訂了融資機制，將Kosmos Energy加納投資公司和Kosmos Energy加納控股有限公司作為義務人加入該融資機制。因此，在計算貸款基礎金額時，現在包括了在2021年10月收購Anadarko WCTP時獲得的Jubilee和10項額外權益，自2023年10月1日起生效。2023年10月19日，公司修改了該安排，修改了攤銷時間表，將還款分期從7期減少到6期，第一期還款定於2024年10月1日，而不是2024年3月31日。最終到期日或最終還款日期沒有變化。
該融資機制提供循環信貸和信用證融資。循環信貸安排的可用期在最終到期日前一個月到期。信用證融資在最終到期日到期。可用貸款金額受到借款基數的限制，從2024年10月1日開始，未償還借款將受到攤銷時間表的限制。該基金的最終到期日為2027年3月31日。截至2023年12月31日，我們沒有收到根據該機制簽發的信用證。我們有權取消修訂和重述貸款機制下所有未提取的承諾。
如果該貸款項下存在違約事件，貸款人可以加速到期，並行使其他權利和補救措施，包括對我們子公司持有的某些資產執行根據該貸款授予的擔保。截至2023年9月30日(最近的評估日期)，我們遵守了該機制所載的財務契約。該貸款機制包含慣常的交叉違約條款。
企業改革者
公司旋轉器可用於一般公司用途以及石油和天然氣勘探、評估和開發項目。2022年11月23日，本公司修訂了公司轉換率，將利率基準從複合SOFR更新為定期SOFR。截至2023年12月31日，公司革命者計劃下沒有未償還的借款，未提取的可用資金為2.5億美元。
可用金額不受借款基數的限制。我們有權取消《企業改革法案》下所有未提取的承諾。本公司須以出售若干附屬公司或出售若干資產的方式，償還根據《企業改革條例》到期的若干款項。如果公司革命者存在違約事件，貸款人可以加速到期並行使其他權利和補救措施，包括強制執行根據公司革命者授予的對我們持有的某些資產的擔保。
截至2023年9月30日(最近的評估日期)，我們遵守了企業革命者中包含的財務契約。《企業革命者》包含慣常的交叉違約條款。
美國和許多外國經濟體繼續經歷着由不同宏觀經濟狀況驅動的不確定性。儘管其中一些經濟體顯示出改善的跡象，但宏觀經濟復甦仍然不均衡。宏觀經濟環境和相關的全球經濟狀況的不確定性導致信貸、股票和外匯市場，包括歐洲主權債務市場和其他各種市場的劇烈波動。如果我們的融資機制或公司革命者中的任何一家金融機構無法履行其承諾，我們的流動性可能會受到影響。我們積極監控所有參與我們的融資和企業改革的金融機構。沒有一家金融機構向我們表示，它們可能無法履行承諾。此外，我們定期審查我們的銀行和融資關係，考慮機構的穩定性和關係的其他方面。根據我們的監測活動，我們目前相信我們的銀行將能夠履行其承諾。
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目錄表
高級附註
我們有三個系列的未償還優先票據，我們統稱為“高級票據”。我們的7.125釐優先債券將於2026年4月4日到期，利率為7.125的優先債券將於每年4月4日及10月4日到期。我們的7.500釐優先債券將於2028年3月1日到期，利率為7.500的優先債券將於每年3月1日及9月1日到期。我們的7.750釐優先債券將於2027年5月1日到期，而7.750釐的高級債券將於每年5月1日及11月1日到期。

優先票據是Kosmos Energy Ltd.的優先無抵押債務，與其所有現有及未來的優先債務(包括公司轉盤下的所有借款)享有同等的償付權，而相對於其所有現有及未來的有擔保債務(包括該機制下的所有借款)，優先票據的償付權實際上排名較低。優先票據由擁有公司美國墨西哥灣資產的某些子公司在優先無擔保基礎上共同和各自擔保，並由在我們的貸款下借款或擔保的實體在從屬無擔保基礎上擔保。

GOM定期貸款    
2020年9月，公司簽訂了一項為期五年的2億美元優先擔保定期貸款信貸協議，以公司在美國墨西哥灣的資產為抵押，扣除費用和其他費用後，淨收益為197.7美元。2023年9月15日，該公司使用手頭現金償還了剩餘的未償還本金1.375億美元加上應計利息，構成了全額付款。GoM定期貸款隨後根據GoM定期貸款終止，並受GoM定期貸款條款的約束。

合同義務
下表按預期債務到期日列出了到期日、在當前合同條款和市場條件下預計將為貸款和公司轉換支付的加權平均利率，以及該工具的估計公允價值。加權平均利率以報告日期收益率曲線中的隱含遠期利率為基礎。此表未計入遞延融資成本的攤銷。
 截至12月31日止的年度，*資產
(責任)
公允價值在
十二月三十一日，
20242025202620272028此後總計2023
 (除百分比外，以千為單位)
固定利率債務：       
7.125釐高級債券$— $— $650,000 $— $— $— $650,000 $622,824 
7.750釐高級債券— — — 400,000 — — 400,000 374,764 
7.500釐高級債券— — — — 450,000 — 450,000 412,461 
可變利率債務：       
加權平均利率8.91 %7.69 %7.85 %8.19 %— %— %
設施(1)$— $300,000 $416,667 $208,333 $— $— $925,000 $925,000 
本金債務償還總額(1)
$— $300,000 $1,066,667 $608,333 $450,000 $— $2,425,000 
長期債務的利息和承諾費203,273 173,370 121,070 53,517 16,875 — 568,105 
經營租賃(2)
4,124 4,195 4,266 4,205 3,844 2,808 23,442  
購買義務(3)
55,790 — — — — — 55,790 
______________________________________
(1)表中所列金額僅代表本金到期日。與該機制相關的債務的預定到期日是基於截至2023年12月31日的借款水平和可用借款基數。借款水平的任何增加或減少，或現有借款基數的增加或減少，都將影響未來五年及其後債務的預定到期日。
(2)主要涉及公司辦公室和外國辦公室租賃。
74
目錄表
(3)表示執行計劃中的未來資本項目的合同債務總額。科斯莫斯經營的物業的其他共同所有人將為他們的工作利益份額支付此類費用。不包括我們對我們不是運營商的共同擁有油田和設施的運營商購買承諾的份額，不包括我們石油合同中對勘探活動的承諾，包括油井承諾和地震義務。本公司與石油和天然氣資產的拆除、廢棄和修復費用相關的資產報廢義務的負債不包括在內。有關這些負債的更多信息，請參閲“第8項.財務報表和補充數據”中的附註11--合併財務報表附註中的資產報廢義務。
我們承諾在赤道幾內亞鑽探三口開發井和一口探井。在與Greater Tortue FPSO延期銷售相關的其他長期負債中，我們有20020萬美元的FPSO合同負債。

2019年2月，科斯莫斯石油公司和英國石油公司與毛裏塔尼亞和塞內加爾的國家石油公司簽署了進位預付款協議，根據協議，我們有義務分別為各自的國家石油公司分擔某些開發成本提供資金。科斯莫斯石油公司在這兩項協議中的總份額最初估計約為300.0美元，其中截至2023年12月31日已產生2.592億美元，不包括應計利息。這些款項預計將通過國有石油公司在未來收入中的份額償還。

關鍵會計政策
對財務狀況和經營結果的討論是基於我們的綜合財務報表中報告的信息，這些信息是根據美國公認的會計原則編制的。在編制我們的財務報表時，我們需要作出假設和估計，以影響截至財務報表發佈之日的資產、負債、收入和支出的報告金額以及或有資產和負債的披露。如果使用不同的信息或假設，這些估計可能會發生實質性變化。我們的假設和估計是基於歷史經驗和我們認為當時合理的其他來源。實際結果可能與我們的估計不同。我們的重要會計政策詳見“第8項.財務報表和補充數據--附註2--會計政策”.我們在下面概述了某些會計政策，這些政策對我們的財務狀況和經營結果的列報特別重要，需要我們的管理層應用重大判斷或估計。
收入確認。我們確認銷售給買方的碳氫化合物數量帶來的收入。售出的數量可能多於或少於我們根據我們對物業的所有權權益而有權獲得的數量。這些差異導致了一種在業內被稱為生產失衡的情況。應收賬款或負債只有在我們對某一特定財產的不平衡程度超過該財產的預期剩餘探明儲量時才予以確認。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們的合併財務報表中沒有記錄石油和天然氣失衡。
我們的石油和天然氣收入在碳氫化合物以固定或可確定的價格出售給買家、所有權轉讓和可能收集時確認。某些收入是以具有暫定定價和數量選擇權的合同為基礎的，其中包含一種衍生品，為了會計目的，這種衍生品必須與主機合同分開。主合同是在銷售之日按現貨價格從石油銷售中獲得的應收款。這種衍生品沒有被指定為對衝工具，每隔一段時間通過石油和天然氣收入按市價計價，直到最終結算髮生為止，最終結算通常限於出售後的一個月。
勘探和開發成本。我們遵循成功的努力方法來核算我們的石油和天然氣屬性。已探明和未探明物業的購置成本在發生時予以資本化。當確定已探明儲量時，未探明資產的成本轉移到已探明資產。勘探成本，包括地質和地球物理成本以及攜帶未探明財產的成本，在發生時計入費用。勘探鑽探成本在發生時資本化。如勘探井被確定為商業上不成功或乾井，適用成本將計入綜合經營報表中的勘探費用。鑽井和裝備開發井發生的成本，包括未成功的開發井，被資本化。運營和維護油井和設備以及將石油和天然氣運往地面的成本計入石油和天然氣生產費用。
所得税。我們按照ASC 740的要求核算所得税--所得税(“ASC 740”)。為了財務報告的目的，我們在確定所得税支出時會做出某些估計和判斷。這些估計和判斷髮生在某些税收資產和負債的計算中，這些資產和負債是由於税務和財務報告目的收入和費用的時間安排和確認方面的差異而產生的。我們的聯邦、州和國際納税申報單一般不是在編制合併財務報表之前編制或提交的；因此，我們估計我們的資產和
75
目錄表
每個期末的負債以及税法或税率變化、税收抵免和淨營業虧損結轉的影響。與這些估計相關的調整在我們提交所得税申報單的期間記錄在我們的税收撥備中。此外，我們必須評估我們能夠變現或利用我們的遞延税項資產的可能性。如果變現的可能性不大，我們必須為我們預計不會收回的金額記錄該等遞延税項資產的估值撥備，這將不會對遞延税額產生任何好處。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們有估值津貼，可以將某些遞延税項資產減少到更有可能實現的金額。如果我們對我們實現遞延税項資產能力的估計和判斷髮生變化，在我們的估計和判斷髮生變化期間，與這些遞延税項資產相關的收益可能會增加或減少。管理層按季度根據遞延税項資產的預期變現能力評估估值撥備的需要及充分性，並於必要時調整該等撥備的金額。
在權衡了所有可用證據後，ASC 740提供了一個更有可能的標準來評估估值津貼是否必要。在評估是否有需要設立估值免税額時，我們會考慮所有可得的正面和負面證據，包括：
•我們在特定徵税管轄區的業務狀況，包括我們是否已開始根據商業發現進行生產；
•商業發現是否產生了重要的已探明儲量，並已得到獨立核實；
•某一司法管轄區的應納税所得額或應納税損益的數額和歷史；
•對未來收入的預測，包括這種預測對生產量和價格變化的敏感性；
•存在或不存在對一個司法管轄區內可結轉淨營業虧損的期限的法定限制；以及
•與超過遞延税項資產的遞延税項負債沖銷相關的未來收入的產生和計時。
已探明石油和天然氣儲量估算。儲備量和對未來淨現金流的相關估計會影響我們對石油和天然氣資產的定期損耗計算和減值評估。已探明石油和天然氣儲量是指地質和工程數據合理確定地證明，在現有經濟和運營條件下，未來可從已知油藏中開採的原油、天然氣和天然氣液體的估計數量。隨着更多已探明儲量的發現，儲量和未來現金流將由獨立的石油顧問估計，並根據美國證券交易委員會和財務會計準則委員會制定的指導方針編制。這些儲量估計的準確性取決於：
•現有數據的工程和地質解釋；
•估計未來運營成本、生產税、開發成本和修井成本的數額和時間；
•各種強制經濟假設的準確性；以及
•準備預算的人的判斷。
資產報廢義務。我們按照ASC 410-資產報廢和環境義務的要求對資產報廢義務進行會計處理。根據這些準則，如果能夠對公允價值作出合理估計，資產報廢債務負債的公允價值應在產生負債的期間確認。如果在產生資產報廢債務期間不能對公允價值進行合理估計，則在能夠對公允價值進行合理估計時確認負債。如果收購了具有現有資產報廢債務的有形長期資產，則該債務的負債在資產購置或使用之日確認。此外，如果有條件資產報廢負債的公允價值能夠合理估計，則該負債應計入公允價值負債。我們通過將相關長期資產的賬面價值增加與負債相同的金額來資本化資產報廢成本。我們在綜合經營報表中記錄了由於耗盡、折舊和攤銷的時間推移而導致的已貼現放棄負債的增加。估計未來的修復和搬遷成本需要管理層做出估計和判斷，因為大多數搬遷義務是未來多年的，而我們運營的一些國家的法規通常對什麼是搬遷沒有明確的描述。此外，資產轉移技術和成本也在不斷變化，監管、政治、環境、安全和公共關係方面的考慮也在不斷變化。
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目錄表
現值計算中固有的許多假設和判斷，包括最終結算額、通貨膨脹因素、信貸調整貼現率、結算時間以及法律、法規、環境和政治環境的變化。如果未來對這些假設的修訂影響現有資產報廢債務的現值，則對石油和天然氣財產餘額進行相應的調整。
長期資產減值。當情況變化表明資產的賬面價值可能無法收回時，我們會審查我們的長期資產的減值。ASC 360-如果長期資產的賬面價值無法收回並超過其公允價值，則物業、廠房和設備要求確認減值損失。如果長期資產的賬面價值超過預期因資產的使用和最終處置而產生的未貼現現金流的總和，則無法收回賬面價值。這項評估應以資產在接受回收測試之日的賬面價值為基礎，無論是在使用中還是在開發中。待出售資產及預期不會為吾等提供任何未來服務潛力的資產，按賬面值或公允價值中較低者入賬。石油和天然氣屬性根據ASC 932-採掘活動-石油和天然氣進行分組。分組的基礎是屬性的合理聚合，通常按字段或具有重要共享基礎設施的資產的邏輯分組。
對於賬面價值超過估計未來未貼現現金流量的長期資產，賬面金額將減少至公允價值。公允價值一般採用ASC 820-公允價值計量中描述的收益方法進行估計。如果適用，我們利用與被計量項目相同或可比的資產和負債市場交易產生的價格和其他相關信息作為確定公允價值的基礎。用於減值審核和相關公允價值計量的預期未來現金流量通常基於對未來產量的判斷評估、定價估計、資本和運營成本、基於市場的加權平均資本成本以及適用於準備金的風險調整因素。這些假設被應用於制定未來現金流預測，然後使用基於市場的加權平均資本成本折現到估計公允價值。雖然我們基於我們認為合理的假設對每個資產組進行公允價值估計，但這些假設本質上是不可預測和不確定的，實際結果可能與估計不同。對估計儲備量的負面修訂、未來成本估計的增加、剝離資產組的一個重要組成部分或原油價格的持續下跌可能導致預期未來現金流減少，並可能在未來期間對長期資產進行額外減值。

我們相信，我們分析中用來測試減值的假設是適當的，並導致對未來現金流和公允價值的合理估計。Kosmos一貫使用第三方行業預測的平均值來確定我們的定價假設。在存在未探明儲量的情況下，經適當風險調整後的儲量可納入評估。

收購會計學。收購(業務合併或資產收購)的收購價根據收購日的相對公允價值分配給收購的資產和承擔的負債，這可能發生在交易公告日之後許多個月。因此，雖然將支付的代價可能是固定的，但收購資產的公允價值和承擔的負債在公告日期至收購日期之間可能會發生變化。分配中最重要的估計通常涉及分配給未來可採石油和天然氣儲量以及未探明財產的價值。由於購買價格的分配受到重大估計和主觀判斷的影響，這一評估的準確性本質上是不確定的。

新會計公告
關於最近會計聲明的討論，見“項目8.財務報表和補充數據--附註2--會計政策”。
第7A項：關於市場風險的定性和定量披露
以下信息的主要目標是提供有關我們潛在的市場風險敞口的前瞻性、定量和定性信息。“市場風險”一詞與我們目前預期的交易有關，是指因商品價格和利率變化而產生的損失風險。這些披露並不意味着是預期未來損失的準確指標，而是合理可能損失的指標。這些前瞻性信息為我們如何看待和管理持續的市場風險敞口提供了指標。我們買入對市場風險敏感的工具，不是為了投機。
我們根據我們的政策管理市場和交易對手的信用風險。根據這些政策和準則，我們的管理層決定了衍生品交易的適當時間和範圍。見“項目8.財務報表和補充數據--附註2--會計政策，附註--9--衍生金融工具和附註
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目錄表
公允價值計量”，以描述我們就衍生金融工具所遵循的會計程序。
下表載列截至2023年12月31日止年度我們的開放式衍生工具合約的公平值變動的對賬：
 衍生工具合約資產（負債）
 商品
 (單位：萬人)
截至2022年12月31日未完成合同的公允價值
$2,688 
合同公允價值變動(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價值
$6,765 

商品價格風險
公司的收入、收益、現金流、資本投資以及最終的未來增長率高度依賴於我們收到的原油價格，而原油價格歷來非常波動。基本上我們所有的石油銷售都與布倫特原油和路易斯安那州重甜原油掛鈎。2023年，布倫特原油價格介乎每桶71. 71美元至97. 92美元之間，而路易斯安那州重柴油價格於2023年經歷類似波動。

商品衍生工具
我們訂立多項石油衍生工具合約，以減低我們面對與預期未來石油產量有關的商品價格風險。這些合約目前包括領價、看跌期權、看漲期權和掉期。關於我們在各種商品衍生工具下的責任，如果我們的產量不超過我們現有的對衝頭寸，我們對商品衍生工具的風險敞口將增加。此外，我們獲得信貸的能力下降可能會降低我們以商業上合理的條款執行衍生品合約的能力。
商品價格敏感性
下表提供有關我們於二零二三年十二月三十一日對油價變動敏感的石油衍生金融工具的資料。價格及加權平均價格已扣除所訂立之任何抵銷衍生工具。
   每桶加權平均價格
術語合同類型索引Mbbl應付遞延保費淨額/(應收賬款)賣出賣權地板天花板2022年12月31日的資產(負債)公允價值(1)
2024:
(單位：千)
1月至12月
三向領口日期為布倫特原油4,000 1.31 45.00 70.00 96.25 $4,477 
1月至6月
雙向領口
日期為布倫特原油2,000 1.24 — 65.00 85.00 $(3,103)
1月至12月
雙向領口
日期為布倫特原油2,000 0.46 — 70.00 100.00 $5,463 
______________________________________
(1)公允價值基於2023年12月31日的平均遠期油價。

2024年1月，我們簽訂了日期為布倫特原油三向環合約，從2024年7月到2024年12月，賣出價格為每桶45.00美元，底價為每桶70.00美元，上限價格為每桶90.00美元。
截至2023年12月31日，我們的未平倉大宗商品衍生工具淨資產頭寸為680萬美元。截至2023年12月31日，大宗商品期貨價格曲線假設價格上漲10%，將使未來税前收益減少約2220萬美元。同樣，假設價格下降10%，將使未來的税前收益增加約2340萬美元。

78
目錄表
利率敏感度
市場利率的變化會影響我們為某些借款支付的利息。截至2023年12月31日，該機制下的未償還借款總額約為9.25億美元，加權平均利率為9.2%，這些借款須支付浮動利率，這使我們面臨因市場利率潛在上升而產生收益或現金流損失的風險。如果浮動市場利率在這種浮動利率債務水平上增加10%，我們每年估計將額外支付500萬美元的利息支出。貸款和公司轉盤項下未提取可用款項的承諾費不受利率變化的影響。我們所有的其他長期債務都是固定利率的，不會因為市場利率的變化而面臨現金流損失的風險。此外，市場利率的變化可能會影響與未來債務發行或與Tortue FPSO租賃安排相關的任何未來借款和未來租賃付款相關的利息成本。
79
目錄表
第8項：財務報表和補充數據
合併財務報表索引
 頁面
Kosmos Energy Ltd.的合併財務報表： 
獨立註冊會計師事務所報告(PCAOB ID：00042)
81
合併資產負債表
85
合併業務報表
86
合併股東權益報表
87
合併現金流量表 
88
合併財務報表附註：
89
補充石油和天然氣數據(未經審計)
119

80
目錄表
獨立註冊會計師事務所報告

致Kosmos Energy Ltd.的股東和董事會。

對財務報表的幾點看法

我們審計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日的綜合資產負債表，截至2023年12月31日期間每一年的相關綜合經營報表、股東權益和現金流量，以及列於指數第15(A)項的相關附註和財務報表附表(統稱為“綜合財務報表”)。我們認為，綜合財務報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日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三個年度的經營結果和現金流量，符合美國公認會計原則。

我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，根據《內部控制》中確立的標準，審計了公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制— 特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的綜合框架(2013年框架)和我們2024年2月26日的報告對此發表了無保留意見。

意見基礎

這些財務報表由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的審計對公司的財務報表發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。

我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得關於財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。我們的審計包括執行評估財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查與財務報表中的數額和披露有關的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。

關鍵審計事項

下文所述的關鍵審計事項是指在對財務報表進行當期審計時產生的、已傳達或要求傳達給審計委員會的事項：(1)涉及對財務報表具有重大意義的賬目或披露；(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項來就關鍵審計事項或與其相關的賬目或披露提供單獨的意見。













81
目錄表
石油和天然氣資產耗竭淨額
有關事項的描述
截至2023年12月31日，該公司石油和天然氣資產的賬面淨值為41.5億美元，截至該年度的損耗費用為4.116億美元。如附註2所述，本公司採用成功努力法對其石油和天然氣資產進行會計處理。以已探明石油和天然氣儲量估計為基礎的單位生產法耗盡已探明的財產和輔助設備和設施。導致發現已探明儲量的資本化勘探鑽探成本和開發成本已使用基於相關油田已探明石油和天然氣儲量估計的生產單位法耗盡。該公司的石油和天然氣儲量由獨立的儲量工程師估計。已探明的石油和天然氣儲量是指原油、天然氣和天然氣液體的估計數量，這些儲量在現有的經濟和運營條件下，可以合理確定地證明在未來一段時期內可以從已知的儲油層中開採。在評估已探明的石油和天然氣儲量時，公司的獨立儲量工程師需要做出判斷。估計儲量需要選擇投入，包括歷史產量、石油和天然氣價格假設以及未來運營和資本成本假設等。由於估計石油和天然氣儲量涉及的複雜性，管理層使用了獨立的儲量工程師來準備截至2023年12月31日的儲量估計。

審計本公司的損耗計算是複雜的，因為使用了獨立儲量工程師的工作，以及評估了管理層對獨立儲量工程師在估計已探明石油和天然氣儲量時所使用的上述投入的確定。
我們是如何在審計中解決這個問題的
我們取得了瞭解，評估了設計，並測試了對公司計算消耗過程的控制的操作有效性，包括管理層對提供給獨立儲量工程師用於估計已探明石油和天然氣儲量的輸入的完整性和準確性的控制。

我們的審計程序包括評估獨立儲量工程師的專業資格和客觀性，這些工程師用於準備已探明石油和天然氣儲量的估計。我們評估了獨立儲量工程師在評估已探明石油和天然氣儲量時使用的上述輸入的完整性、準確性、相關性和可靠性，方法是同意來源文件或執行分析程序。我們評估了管理層開發已探明未開發儲量的意圖和能力。我們測試了耗竭計算的數學準確性，包括將估計的已探明石油和天然氣儲量與公司的儲量報告進行比較。
資產報廢債務
有關事項的描述
截至2023年12月31日，公司的資產報廢債務總額為3.468億美元。如附註2所述，如能對公允價值作出合理估計，則資產報廢負債的公允價值於產生該負債的期間確認。如果收購了具有現有資產報廢債務的有形長期資產，則該債務的負債在資產購置或使用之日確認。由於估計預期現金流出的複雜性，管理層使用了一名專家來估計截至2023年12月31日公司資產報廢債務的預期現金流出。

審計公司的資產報廢債務是複雜和判斷的，因為管理層需要進行估計，以確定與公司的石油和天然氣資產相關的拆除、拆除、場地填海和類似活動的估計現值。特別是，這一估計數對資產報廢債務的預期現金流出和財產的最終生產年限等假設很敏感。
82
目錄表
我們是如何在審計中解決這個問題的
我們取得了瞭解，評估了設計，並測試了對公司評估資產報廢債務流程的控制的操作有效性，包括對管理層審查上述假設的控制。

我們的審計程序包括測試上文討論的假設和公司使用的基礎數據。例如，我們通過與最近的離岸活動和成本進行比較，評估了資產報廢債務的預期現金流出。我們還將這些資產的最終生產壽命與基於獨立儲量工程師估計的石油和天然氣儲量的產量預測進行了比較。我們請我們的專家協助我們評估資產報廢債務的預期現金流。
/s/ 安永律師事務所

自2004年以來，我們一直擔任本公司的審計師。
德克薩斯州達拉斯
2024年2月26日
83
目錄表

獨立註冊會計師事務所報告

致Kosmos Energy Ltd.的股東和董事會。

財務報告內部控制之我見

我們根據特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013年框架)》(COSO標準)中確立的標準，對科斯莫斯能源有限公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制進行了審計。我們認為，根據COSO標準，科斯莫斯能源有限公司(本公司)截至2023年12月31日，在所有重要方面都對財務報告進行了有效的內部控制。

我們亦已按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，審計了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日的綜合資產負債表，截至2023年12月31日期間各年度的相關綜合經營報表、股東權益及現金流量，以及列於指數第15(A)項的相關附註及財務報表附表，我們於2024年2月26日的報告就此發表了無保留意見。

意見基礎

本公司管理層負責維持有效的財務報告內部控制，並負責評估隨附的《管理層財務報告內部控制年度報告》中財務報告內部控制的有效性。我們的責任是根據我們的審計，對公司財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。

我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定財務報告的有效內部控制是否在所有重要方面都得到了維護。

我們的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性，以及執行我們認為在情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。

財務報告內部控制的定義及侷限性

公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理的保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產。

由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。


/S/安永律師事務所

德克薩斯州達拉斯
2024年2月26日


84
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
合併資產負債表
(單位：千，共享數據除外)
 十二月三十一日，
 20232022
資產  
流動資產：  
現金和現金等價物$95,345 $183,405 
應收賬款120,733 119,735 
盤存152,054 133,515 
預付費用和其他46,235 24,722 
衍生品8,346 7,344 
流動資產總額422,713 468,721 
財產和設備，淨額4,160,229 3,842,647 
其他資產：  
受限現金3,416 3,416 
長期應收賬款325,181 235,696 
遞延税項資產3,033 — 
衍生品1,594 1,725 
其他21,968 27,783 
總資產$4,938,134 $4,579,988 
負債和股東權益  
流動負債：  
應付帳款$248,912 $212,275 
應計負債302,815 325,206 
長期債務當期到期日— 30,000 
衍生品3,103 6,773 
流動負債總額554,830 574,254 
長期負債：  
長期債務，淨額2,390,914 2,195,911 
衍生品— 778 
資產報廢債務343,979 300,800 
遞延税項負債363,918 468,445 
其他長期負債252,156 251,952 
長期負債總額3,350,967 3,217,886 
股東權益：  
優先股，$0.01票面價值；200,000,000授權股份；零於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發行
— — 
普通股，$0.01票面價值；2,000,000,000授權股份；504,392,980和500,161,421分別於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發行
5,044 5,002 
額外實收資本2,536,621 2,505,694 
累計赤字(1,272,321)(1,485,841)
國庫股，按成本價計算，44,263,269分別於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)
股東權益總額1,032,337 787,848 
總負債和股東權益$4,938,134 $4,579,988 
請參閲隨附的説明。
85
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
合併業務報表
(單位為千，每股數據除外)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
收入和其他收入：   
石油和天然氣收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 
出售資產的收益— 50,471 1,564 
其他收入，淨額(73)3,949 262 
總收入和其他收入1,701,535 2,299,775 1,333,839 
成本和支出：   
石油和天然氣生產390,097 403,056 346,006 
設施保險修改，淨額— 6,243 (1,586)
勘探費42,278 134,230 65,382 
一般和行政99,532 100,856 91,529 
損耗、折舊和攤銷444,927 498,256 467,221 
長期資產減值準備222,278 449,969 — 
利息和其他融資成本，淨額95,904 118,260 128,371 
衍生工具，淨額11,128 260,892 270,185 
其他費用，淨額23,656 (9,054)10,111 
總成本和費用1,329,800 1,962,708 1,377,219 
所得税前收入(虧損)371,735 337,067 (43,380)
所得税費用158,215 110,516 34,456 
淨收益(虧損)$213,520 $226,551 $(77,836)
每股淨收益(虧損)：   
基本信息$0.46 $0.50 $(0.19)
稀釋$0.44 $0.48 $(0.19)
用於計算每股淨收益(虧損)的加權平均股數：
   
基本信息459,641 455,346 416,943 
稀釋481,070 474,857 416,943 
請參閲隨附的説明。

86
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
合併股東權益報表
(單位：千)
 普通股額外實收累計財務處 
 股票金額：資本赤字庫存總計
2020年12月31日的餘額449,718 $4,497 $2,307,220 $(1,634,556)$(237,007)$440,154 
公開發行普通股43,125 432 135,574 — — 136,006 
分紅— — 227 — — 227 
基於股權的薪酬— — 31,786 — — 31,786 
限制性股票單位3,309 33 (33)— — — 
對限制性股票單位的預提税款— — (1,100)— — (1,100)
淨虧損— — — (77,836)— (77,836)
截至2021年12月31日的餘額496,152 4,962 2,473,674 (1,712,392)(237,007)529,237 
分紅— — (39)— — (39)
基於股權的薪酬— — 34,852 — — 34,852 
限制性股票單位4,009 40 (40)— — — 
對限制性股票單位的預提税款— — (2,753)— — (2,753)
淨收入— — — 226,551 — 226,551 
截至2022年12月31日的餘額500,161 5,002 2,505,694 (1,485,841)(237,007)787,848 
分紅— — (1)— — (1)
基於股權的薪酬— — 42,780 — — 42,780 
限制性股票單位4,232 42 (42)— — — 
對限制性股票單位的預提税款— — (11,810)— — (11,810)
淨收入— — — 213,520 — 213,520 
截至2023年12月31日的餘額504,393 $5,044 $2,536,621 $(1,272,321)$(237,007)$1,032,337 
請參閲隨附的説明。
87
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
合併現金流量表
(單位：千) 
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
經營活動   
淨收益(虧損)$213,520 $226,551 $(77,836)
將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額：
耗減、折舊及攤銷（包括遞延融資成本）454,848 508,657 477,801 
遞延所得税(107,560)(197,487)(69,174)
不成功的油井成本和租賃資產減值2,208 86,941 18,819 
長期資產減值準備222,278 449,969 — 
衍生工具公允價值變動28,349 275,465 277,705 
衍生工具的現金結算，淨額（包括美元（16.4)百萬元及(327.9)百萬元及(224.4）2023年、2022年和2021年商品對衝的百萬美元）
(32,426)(344,468)(231,767)
基於股權的薪酬42,693 34,546 31,651 
出售資產的收益— (50,471)(1,564)
債務清償損失1,503 192 19,625 
其他5,709 (10,099)(3,538)
資產和負債變動情況：
應收(增)款減少(16,223)68,829 (34,246)
(增加)庫存和預付費用減少(45,667)(704)637 
應付賬款和應計負債增加(減少)(4,062)82,555 (33,769)
經營活動提供的淨現金765,170 1,130,476 374,344 
投資活動
石油和天然氣資產(932,603)(787,297)(472,631)
石油和天然氣屬性的獲取— (22,078)(465,367)
出售資產所得收益— 168,703 6,354 
來自合夥人的應收票據(62,247)(63,183)(41,733)
用於投資活動的現金淨額(994,850)(703,855)(973,377)
融資活動
長期債務項下的借款300,000 — 725,000 
償還長期債務(145,000)(405,000)(1,050,000)
發行優先票據所得款項淨額— — 839,375 
發行普通股的淨收益— — 136,006 
分紅(166)(655)(512)
其他融資成本
(13,214)(9,041)(25,704)
融資活動提供(用於)的現金淨額141,620 (414,696)624,165 
現金、現金等價物和限制性現金淨增(減)(88,060)11,925 25,132 
期初現金、現金等價物和限制性現金186,821 174,896 149,764 
期末現金、現金等價物和限制性現金$98,761 $186,821 $174,896 
補充現金流量信息   
支付的現金：   
扣除資本化利息後的利息淨額$74,642 $85,791 $91,032 
所得税，扣除收到的退款後的淨額$281,872 $247,889 $137,421 
請參閲隨附的説明。
88
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
合併財務報表附註
1. 組織
科斯莫斯能源有限公司於2018年12月將我們的註冊管轄權從百慕大改為特拉華州，作為特拉華州有限責任公司科斯莫斯能源特拉華控股有限公司的控股公司。作為控股公司，科斯莫斯能源有限公司的S管理業務是通過一家全資子公司科斯莫斯能源有限責任公司進行的。術語“Kosmos”、“公司”、“我們”和類似術語指的是Kosmos Energy Ltd.及其全資子公司，除非上下文另有説明。
Kosmos是一家專注於大西洋近海邊緣的全週期、深水、獨立的石油和天然氣勘探和生產公司。我們的主要資產包括加納、赤道幾內亞和美國墨西哥灣的海上生產，以及毛裏塔尼亞和塞內加爾近海的世界級天然氣項目。我們還在赤道幾內亞和美國墨西哥灣開展了一個經過驗證的盆地勘探項目。Kosmos在紐約證券交易所和倫敦證券交易所上市，股票代碼為KOS。
科斯莫斯從事單一業務，即勘探、開發和生產石油和天然氣。我們幾乎所有的長期資產和所有產品銷售都與四地理區域：加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞/塞內加爾和美國墨西哥灣。
2. 會計政策
合併原則
隨附的合併財務報表包括Kosmos Energy有限公司及其全資子公司的賬目。它們還包括公司在某些資產、負債、收入和費用中的不可分割權益份額。
預算的使用
按照美國普遍接受的會計原則編制財務報表，要求管理層作出估計和假設，以影響資產、負債、收入和費用的報告數額以及或有資產和負債的披露。如果使用不同的信息或假設，這些估計可能會發生實質性變化。我們的假設和估計是基於歷史經驗和我們認為當時合理的其他來源。實際結果可能與這些估計不同。
重新分類
某些前期金額已重新分類，以符合本年度的列報方式。此類重新分類對我們報告的淨收益(虧損)、流動資產、總資產、流動負債、總負債、股東權益或現金流量沒有重大影響。
89
目錄表
現金、現金等價物和限制性現金
 十二月三十一日，
 202320222021
 (單位：萬人)
現金和現金等價物$95,345 $183,405 $131,620 
受限現金--流動— — 42,971 
受限現金--長期3,416 3,416 305 
合併現金流量表中顯示的現金、現金等價物和限制性現金總額
$98,761 $186,821 $174,896 
現金和現金等價物包括在購買之日投資於原始到期日為三個月或更短的高流動性工具的活期存款和資金。當我們的淨槓桿率超過2.50X，根據貸款機制，我們需要維持一筆有限的現金餘額，足以支付下一年的利息和費用六個月的句號7.125高級註釋百分比、7.750%高級附註，以及7.500%高級票據加上公司轉盤或貸款，以較大者為準。截至2021年12月31日，我們超過了這一比例，並限制了大約42.92000萬現金，以滿足我們的要求。截至2022年3月31日，我們的淨槓桿率低於2.50因此，在2022年5月，我們發佈了$59.1截至2022年3月31日，提交淨槓桿測試後，從限制性現金中獲得100萬美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我們的淨槓桿率保持在2.50x.
應收賬款
我們的應收賬款包括聯息賬單、石油和天然氣銷售、關聯方和其他應收賬款。共同權益所有人的應收賬款按未計提任何壞賬準備的應付金額列報。根據ASU 2016-13“金融工具信貸損失計量”的要求，我們根據歷史經驗、當前狀況以及合理和可支持的預測，通過考慮逾期時間長度、債務人在我們經營的石油和天然氣資產中的所有權權益的未來淨收入以及所有者償還債務的能力等因素來確定我們的撥備。我們有1美元的可疑帳款撥備9.8百萬美元和美元7.0截至2023年12月31日和2022年12月31日的當期聯合利息應收賬款分別為100萬美元。
盤存
存貨包括#美元。143.0百萬美元和美元125.3百萬美元的材料和用品，以及9.1百萬美元和美元8.2截至2023年12月31日和2022年12月31日的碳氫化合物總量分別為100萬。本公司的材料和用品庫存主要由套管和井口組成，採用加權平均成本法或可變現淨值，以成本中較低者為準。我們記錄了#美元的減記。7.4百萬，$1.5百萬美元和美元1.2在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，材料和用品庫存作為其他費用的淨額，在綜合業務表和其他綜合現金流量表中的淨額。
碳氫化合物庫存採用加權平均成本法或可變現淨值，以成本中較低者為準。碳氫化合物庫存成本包括將庫存恢復到現有狀態所產生的支出和其他費用。銷售費用以及一般和行政費用被報告為期間成本，不包括在庫存成本中。
租契

我們根據ASC主題842租賃(“ASC 842”)對租賃進行會計處理。我們在合同開始時確定一項安排是否為租賃。在正常業務過程中，本公司就與其勘探、開發和生產活動相關的房地產和設備訂立各種租賃協議，目前這些協議作為經營租賃入賬。經營租賃計入我們綜合資產負債表中的其他資產、應計負債和其他長期負債。租賃負債最初及其後按租賃開始日未付租賃付款的現值計量。我們監控需要重新評估租約的事件或情況變化。當重新評估導致租賃負債的重新計量時，將對相應ROU資產的賬面價值進行相應的調整，除非這樣做會使ROU資產的賬面價值減少到低於零的數額。在這種情況下，將導致負ROU資產餘額的調整金額記錄在損益中。

勘探和開發成本
該公司遵循成功的努力法對其石油和天然氣資產進行會計處理。已探明和未探明物業的購置成本在發生時予以資本化。未探明物業的成本轉嫁到已探明物業
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目錄表
當發現已探明儲量的確定時。勘探成本，包括地質和地球物理成本以及攜帶未探明財產的成本，在發生時計入費用。勘探鑽探成本在發生時資本化。如勘探井被確定為商業上不成功或乾井，適用成本將計入綜合經營報表中的勘探費用。鑽井和裝備開發井發生的成本，包括未成功的開發井，被資本化。運營和維護油井和設備以及將石油和天然氣運往地面的成本計入石油和天然氣生產費用。
本公司定期評估未經證實的財產的減值。減值評估考慮勘探活動的結果、商品價格前景、計劃的未來銷售或全部或部分此類項目的到期。如確定未來評估鑽探或開發活動不太可能發生，相關資本化成本將在綜合經營報表中作為勘探費用入賬。
損耗、折舊和攤銷
使用基於已探明石油和天然氣儲量估計的生產單位法來耗盡已探明的財產和輔助設備和設施。導致發現已探明儲量的資本化勘探鑽探成本和開發成本已使用基於相關油田已探明石油和天然氣儲量估計的生產單位法耗盡。
其他財產的折舊和攤銷是在資產的估計使用年限(不超過租賃改進的租賃期)內使用直線法計算的，範圍為一至八年.
年份
折舊
租賃權改進
1至8
辦公傢俱、固定裝置和計算機設備
3至7
遞延融資成本的攤銷是在相關債務的壽命內使用直線法計算的。
資本化利息
外部借款的利息成本資本化於預計建設期為一年或者更長時間。資本化利息計入標的資產的成本，並以與標的資產相同的方式按生產單位法耗盡。
資產報廢債務
本公司按照ASC 410-資產報廢和環境義務的要求對資產報廢義務進行會計處理。根據這些準則，如果能夠對公允價值作出合理估計，資產報廢債務負債的公允價值應在產生負債的期間確認。如果在產生資產報廢債務期間不能對公允價值進行合理估計，則在能夠對公允價值進行合理估計時確認負債。如果收購了具有現有資產報廢債務的有形長期資產，則該債務的負債在資產購置或使用之日確認。此外，如果有條件資產報廢負債的公允價值能夠合理估計，則該負債應計入公允價值負債。我們通過將相關長期資產的賬面價值增加與負債相同的金額來資本化資產報廢成本。我們在綜合經營報表中記錄了由於耗盡、折舊和攤銷的時間推移而導致的已貼現放棄負債的增加。估計未來的修復和搬遷成本需要管理層做出估計和判斷，因為大多數搬遷義務是未來多年的，而我們運營的一些國家的法規通常對什麼是搬遷沒有明確的描述。此外，資產轉移技術和成本也在不斷變化，監管、政治、環境、安全和公共關係方面的考慮也在不斷變化。
現值計算中固有的許多假設和判斷，包括最終結算額、通貨膨脹因素、信貸調整貼現率、結算時間以及法律、法規、環境和政治環境的變化。如果未來對這些假設的修訂影響現有資產報廢債務的現值，則對石油和天然氣財產餘額進行相應的調整。
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目錄表
購置款會計
收購(業務合併或資產收購)的收購價根據收購日的相對公允價值分配給收購的資產和承擔的負債，這可能發生在交易公告日之後許多個月。因此，雖然將支付的代價可能是固定的，但收購資產的公允價值和承擔的負債在公告日期至收購日期之間可能會發生變化。分配中最重要的估計通常涉及分配給未來可採石油和天然氣儲量以及未探明財產的價值。由於購買價格的分配受到重大估計和主觀判斷的影響，這一評估的準確性本質上是不確定的。
長期資產減值準備
當環境變化顯示一項資產的賬面金額可能無法收回時，我們會審查我們的長期資產的減值。ASC 360-如果長期資產的賬面價值無法收回並超過其公允價值，則物業、廠房和設備要求確認減值損失。如果長期資產的賬面價值超過預期因資產的使用和最終處置而產生的未貼現現金流的總和，則無法收回賬面價值。這項評估應以資產在接受回收測試之日的賬面價值為基礎，無論是在使用中還是在開發中。待出售資產及預期不會為吾等提供任何未來服務潛力的資產，按賬面值或公允價值中較低者入賬。石油和天然氣屬性根據ASC 932-採掘活動-石油和天然氣進行分組。分組的基礎是屬性的合理聚合，通常按字段或具有重要共享基礎設施的資產的邏輯分組。
對於賬面價值超過估計未來未貼現現金流量的長期資產，賬面金額將減少至公允價值。公允價值一般採用ASC 820-公允價值計量中描述的收益方法進行估計。如果適用，我們利用與被計量項目相同或可比的資產和負債市場交易產生的價格和其他相關信息作為確定公允價值的基礎。用於減值審核和相關公允價值計量的預期未來現金流量通常基於對未來產量的判斷評估、定價估計、資本和運營成本、基於市場的加權平均資本成本以及適用於準備金的風險調整因素。這些假設被應用於制定未來現金流預測，然後使用基於市場的加權平均資本成本折現到估計公允價值。
我們相信，我們分析中用來測試減值的假設是適當的，並導致對未來現金流和公允價值的合理估計。Kosmos一貫使用第三方行業預測的平均值來確定我們的定價假設。在存在未探明儲量的情況下，經適當風險調整後的儲量可納入評估。 
衍生工具和套期保值活動
我們利用石油衍生品合約來降低與我們預期的未來石油生產相關的大宗商品價格風險。這些衍生品合約由套頭式、看跌期權、看漲期權和掉期合約組成。我們的衍生金融工具在資產負債表上記錄為資產或負債，並按公允價值計量。我們不將對衝會計應用於我們的衍生品合約。見附註9--衍生金融工具。
石油天然氣探明儲量估算
儲備量和對未來淨現金流的相關估計會影響我們對石油和天然氣資產的定期損耗計算和減值評估。已探明石油和天然氣儲量是指地質和工程數據合理確定地證明，在現有經濟和運營條件下，未來可從已知油藏中開採的原油、天然氣和天然氣液體的估計數量。隨着更多已探明儲量的發現，儲量和未來現金流將由獨立的石油顧問估計，並根據美國證券交易委員會和財務會計準則委員會制定的指導方針編制。這些儲量估計的準確性取決於：
•現有數據的工程和地質解釋；
•估計未來運營成本、生產税、開發成本和修井成本的數額和時間；
•各種強制經濟假設的準確性；以及
•準備預算的人的判斷。

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目錄表
收入確認
我們確認銷售給買方的碳氫化合物數量帶來的收入。售出的數量可能多於或少於我們根據我們對物業的所有權權益而有權獲得的數量。這些差異導致了一種在業內被稱為生產失衡的情況。應收賬款或負債只有在我們對某一特定財產的不平衡程度超過該財產的預期剩餘探明儲量時才予以確認。截至2023年12月31日和2022年，我們有不是石油和天然氣的不平衡記錄在我們的合併財務報表中。
我們的石油和天然氣收入在碳氫化合物以固定或可確定的價格出售給買家、所有權轉讓和可能收集時確認。某些收入是以具有暫定定價和數量選擇權的合同為基礎的，其中包含一種衍生品，為了會計目的，這種衍生品必須與主機合同分開。主合同是在銷售之日按現貨價格從石油銷售中獲得的應收款。這種衍生品沒有被指定為對衝工具，每個時期都通過石油和天然氣收入按市價計價，直到最終結算髮生為止，最終結算通常限於出售後的一個月或之後一個月。
石油和天然氣收入的構成如下：
截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：千)
與客户簽訂合同的收入：
赤道幾內亞
$273,280 $349,443 $257,628 
加納
1,073,917 1,362,875 654,644 
美國墨西哥灣
371,632 547,610 427,261 
與客户簽訂合同的總收入
1,718,829 2,259,928 1,339,533 
臨時石油銷售合同(17,221)(14,573)(7,520)
石油和天然氣收入$1,701,608 $2,245,355 $1,332,013 

基於股權的薪酬
對於以股權為基礎的補償獎勵，補償費用根據獎勵授予日期的公允價值在獎勵的歸屬期間在公司財務報表中確認。本公司採用(I)於授出日的收市價釐定服務歸屬限制性股票單位的公允價值，及(Ii)採用蒙特卡羅模擬法結合市場及服務歸屬準則釐定限制性股票單位的公允價值。沒收在發生沒收的期間予以確認。
所得税
該公司按照ASC 740-所得税的要求核算所得税。根據這一方法，遞延所得税是根據資產和負債的財務報表和税基之間的差額，使用預期差額將被沖銷的年度的現行税率來確定的。為將遞延税項資產減少至預期變現金額，在必要時設立估值撥備。管理層按季度根據遞延税項資產的預期變現能力評估估值撥備的需要及充分性，並於必要時調整該等撥備的金額。
我們只有在税務機關根據税務狀況的技術價值進行審查後，更有可能維持税務狀況的情況下，才會確認來自不確定税務狀況的税務利益。因此，我們根據最有可能實現的結果來衡量這類頭寸的税收優惠。
外幣折算
美元是該公司所有重要海外業務的功能貨幣。以外幣計價的貨幣資產和負債的折算產生的外幣交易損益和調整計入其他費用。以外幣持有的現金結存並不顯著，因此，匯率變動對任何報告期的影響都不大。
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目錄表
信用風險集中
我們的收入可能會受到當前經濟狀況以及石油和天然氣價格的實質性影響。然而，基於目前對原油和天然氣的需求以及隨時可以找到其他買家的事實，我們相信，失去我們的營銷代理和/或我們的營銷代理確定的任何買家不會對我們的財務狀況或國際業務的結果產生長期的重大不利影響。俄羅斯在烏克蘭的戰爭、中東潛在的不穩定局勢、潛在的全球經濟衰退、通脹壓力和其他不同的宏觀經濟狀況導致的持續經濟中斷可能會對公司未來的業務產生重大影響。任何潛在的幹擾將取決於這些事件的持續時間和強度，這些事件具有高度的不確定性，目前無法預測。
最新會計準則
尚未被採用

2023年12月，FASB發佈了ASU 2023-09《所得税披露的改進(主題740)》。允許提前採用，但我們不打算提前採用ASU 2023-09。
3. 收購和資產剝離
2023年交易
2023年2月，科斯莫斯與赤道幾內亞共和國簽訂了一份涵蓋赤道幾內亞近海EG-01區塊的石油合同。科斯莫斯持有24該區塊的非經營性參與權益的百分比。EG-01區塊目前包括大約59,400英畝(240平方公里），第一個勘探期， 三年自生效日期(2023年3月1日)起生效。
2023年11月，英國石油公司決定不參與雅卡爾和Teranga發現的未來開發和開採。根據Cayar近海油氣區塊勘探和生產共享合同(“合同”)和相關聯合經營協議(“JOA”)的規定，BP已放棄其關於Yakaar和Teranga發現的權利。根據《聯合聲明》的規定，Kosmos已根據合同和《聯合聲明》承擔了BP的參與權益，並已成為Cayar Offshore Proond區塊的運營商，慣例政府批准已於2024年1月18日生效。90%和Petrosen 10%，Petrosen有權在發出開採授權後將其參與權益增加到最高35%.
2022年交易

2022年3月，科斯莫斯完成了對另一家5.5美國墨西哥灣近海綠峽谷943、944、987和988號區塊臨冬城地區的%權益，以及另外1.5綠峽谷899號和900號區塊的%權益，價格為$9.61000萬美元。此外，2022年9月，科斯莫斯完成了對另一家3.2綠色峽谷943號、944號、987號和988號區塊臨冬城地區的%權益，以及另外1.4綠峽谷899號和900號區塊的%權益，價格為$6.61000萬美元。作為結果，二交易，我們在綠峽谷943、944、987和988號區塊的參與權益現在是25.0%，我們在綠色峽谷899號和900號區塊的參與權益為37.8%.

作為延期的一部分，在2022年第二季度，科斯莫斯支付了簽字獎金，並同意開展一項工作計劃，包括鑽探三Ceiba油田或Okume雜巖G區塊開發井及鑽井一赤道幾內亞近海S區塊探井。

2022年6月，科斯莫斯完成了對另一家5.9通過行使我們的優先購買權，從丸紅獲得Kodiak油田的%權益，總收購價格約為#美元。29.01000萬美元。收購價是根據最初的收購價#美元計算的。38.3因某些採購調整而減少，總額約為$9.31000萬美元。收購價分配是根據所獲得的可確認資產和負債的估計公允價值進行的。
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目錄表
假設主要由$組成27.1石油和天然氣資產，淨額為1.2億美元。由於這筆交易，我們的工作興趣從29.1%至35.0%.

2022年6月，在第二個勘探期結束時，毛裏塔尼亞近海C12區塊被放棄。

2022年10月，我們與Panoro Energy ASA(Panoro)簽訂了一項分包協議，將6.0%的赤道幾內亞近海S區塊的參與權益，這使得我們在S區塊的參與權益降至34.0%，以換取總計約$的現金對價1.81000萬美元。2023年3月，赤道幾內亞政府批准了這筆交易，並結束了外包協議。

2021年交易

2021年10月，Kosmos完成了對西方石油公司子公司Anadarko WCTP Company(“Anadarko WCTP”)的收購，後者擁有加納近海WCTP區塊和DT區塊的參與權益，包括18.0銀禧單位地區的參與權益百分比及11.1在十個領域中的參與權益百分比。作為收購的對價，Kosmos支付了$455.9基於初始購買價格$2,000,000,000美元550.6因某些採購價格調整而減少，總額為$94.71000萬美元。此外，我們還產生了$9.5700萬美元的交易相關成本，作為收購價格的一部分進行資本化。收購完成後，Kosmos在Jubilee單位地區的權益從24.1%至42.1%，科斯莫斯對十個領域的興趣從17.0%至28.1%.

科斯莫斯最初通過發行#美元為收購價格提供資金。400.02022年到期的浮動利率優先票據本金總額(“過橋票據”)及75.0在Kosmos的貸款機制下，有1.8億美元的借款。Kosmos隨後用發行#美元的收益為橋樑票據全額再融資。400.01000萬美元7.7502027年到期的優先票據和手頭現金的百分比。科斯莫斯還收到了#美元。136.6公開發行股票所得收益為1.2億美元43.12021年第四季度，Kosmos普通股中的1.3億股收益用於償還該貸款機制下的部分未償還借款。收購價分配是根據取得的可確認資產和承擔的負債的估計公允價值計算的。


購進價格分配
(單位：千)
收購資產的公允價值：
已探明的石油和天然氣性質
$718,159 
應收賬款及其他
95,847 
收購的總資產
$814,006 
承擔的負債的公允價值：
資產報廢債務
$28,342 
應付賬款和應計負債
113,704 
遞延税項負債
206,593 
承擔的總負債
$348,639 
購買價格：
支付現金對價
$455,886 
交易相關成本
9,481 
購買總價
$465,367 

作為收購Anadarko WCTP的結果，$104.430萬美元的收入和10.32021年10月13日至2021年12月31日期間，我們的綜合運營報表中已計入1.2億直接運營費用。

根據DT區塊聯合經營協議，若干合資夥伴在禧年單元區和十個油田擁有優先購買權。於2021年11月，吾等收到Tullow Oil plc(“Tullow”)的通知，表示他們正就Kosmos收購Anadarko WCTP行使優先購買權。在執行最終交易文件並收到政府批准後，Kosmos於#年與Tullow達成了優先認購交易
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目錄表
2022年3月。在先發制人程序完成後，科斯莫斯對朱比利單位地區的興趣從42.1%至38.6%，科斯莫斯對十個領域的興趣從28.1%至20.4%。圖洛向科斯莫斯支付了$118.2在收盤後對優先購買權進行調整後的現金對價為100萬美元。在2022年第一季度，我們的石油和天然氣資產，淨餘額減少了$175.52,000,000美元，其中包括由於達成Tullow優先購買權交易而轉移給買家的現金收益和淨負債。已證實財產的賬面淨值、轉移的淨負債和經調整的購買價格之間的差額符合ASC 932規定的成本回收和正常報廢處理，導致不確認損益。

2021年，在第二個勘探期結束時，毛裏塔尼亞近海C13區塊被放棄。

4. 應收賬款
應收款包括以下內容：
十二月三十一日，
20232022
(單位：萬人)
共同利息賬單，淨額
35,632 28,851 
石油銷售
64,958 67,483 
其他當期應收賬款
20,143 23,401 
應收賬款總額
120,733 119,735 
長期應收賬款
325,181 235,696 

本公司的聯名利息賬單包括來自在本公司經營的共同石油和天然氣資產中擁有權益的合作伙伴的應收賬款，以分擔成本。聯息票據根據預計收款發生的時間分為流動應收賬款和長期應收賬款。
長期應收賬款
2019年2月，Kosmos和BP與毛裏塔尼亞和塞內加爾的國家石油公司簽署了Carry預付款協議，要求我們為Greater Tortue Ahmeyim第一階段的首次天然氣生產所產生的某些開發成本的一部分，提供各自國家石油公司的一部分資金。Kosmos提供的資金將通過國家石油公司未來收入份額的利息償還。截至2023年12月31日和2022年，國家石油公司的本金餘額為#美元。259.2百萬美元和美元196.9在我們的綜合資產負債表中被歸類為長期應收款。截至2023年12月31日和2022年12月31日，國家石油公司的應計利息餘額為#美元。37.31000萬美元和300萬美元21.51000萬美元，在我們的綜合資產負債表中被歸類為長期應收賬款。長期應收票據的利息收入為#美元。15.91000萬，$10.11000萬美元和300萬美元7.1分別為2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。

2021年8月，BP作為Greater Tortue項目的運營商(“BP運營商”)，在徵得Greater Tortue單位參與者和各州的同意後，同意將Greater Tortue FPSO(目前由Technip Energy建造)出售給BP的一家附屬公司(“BP買方”)。根據一項長期租賃協議，Greater Tortue FPSO將租回給BP運營商，專門用於Greater Tortue項目。BP運營商將繼續與Technip Energy一起管理和監督施工合同。向BP買方交付Greater Tortue FPSO將在建造完成且Greater Tortue FPSO已投入使用後進行，與BP運營商的租賃將於同一天生效，目前的目標是在2024年第三季度生效。
由於BP運營商進行了上述交易，Kosmos確認了一筆長期應收款#美元。200.2BP運營商支付我們從BP買方支付給BP運營商並由BP運營商持有的代價的份額以及1美元200.2與遞延銷售Greater Tortue FPSO有關的其他長期負債中的1.7億歐元FPSO合同負債。截至2022年12月31日，這筆長期應收賬款已針對BP運營商的應付債務進行了非現金結算，其中包括美元。132.41000萬美元和300萬美元67.82021年第四季度和2022年第一季度的非現金資本支出分別為1.2億美元。這些非現金影響不包括在現金流量表中。

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目錄表
在加納，外國承包商集團資助了GNPC的510個開發成本的%份額。外國承包商集團將從GNPC的10個生產收入中獲得補償，外加利息。截至2023年12月31日及2022年12月31日，GNPC就十個油田的開發成本應付的聯合利息應收賬款的長期部分為#美元28.71000萬美元和300萬美元17.31000萬美元。

5. 財產和設備
財產和設備按成本列報，由下列各項組成：
 十二月三十一日，
 20232022
 (單位：萬人)
石油和天然氣屬性：  
已證明的性質$7,600,252 $6,953,435 
未證明的性質423,050 341,334 
油氣總物性8,023,302 7,294,769 
累計耗竭(3,868,946)(3,457,332)
石油和天然氣屬性，淨值4,154,356 3,837,437 
其他財產65,095 60,730 
累計折舊(59,222)(55,520)
其他財產，淨額5,873 5,210 
財產和設備，淨額$4,160,229 $3,842,647 
我們記錄的損耗費用為#美元。411.6百萬，$471.4百萬美元和美元442.3百萬美元和折舊費用$3.7百萬，$3.6百萬美元和美元3.9截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分別為100萬美元。關於石油和天然氣探明財產的公允價值評估，我們記錄了#美元的資產減值。222.31000萬美元和450.0在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，分別與加納的十個油田相關的100萬美元，分別出現在我們的綜合運營報表中。不是於截至2021年12月31日止年度錄得資產減值。在截至2023年12月31日的年度內，我們未探明物業的新增項目主要與臨冬城開發項目和Tiberius基礎設施主導的勘探前景的鑽探有關。在截至2023年12月31日的年度內，我們已探明資產的增加主要與加納Jubilee油田的繼續加密開發有關，包括Jubilee東南項目的成功啟動，安裝了新的海底生產歧管，在美國墨西哥灣安裝了Odd Job油田潛水泵，以及在毛裏塔尼亞/塞內加爾的Greater Tortue Ahmeyim項目的開發繼續取得進展。
在截至2022年12月31日的年度內，我們的石油和天然氣資產，淨餘額減少了$175.52022年3月達成Tullow優先購買權交易所產生的1000萬美元64.21百萬美元，原因是將以前根據C8許可證發現的BirAllah和Orca發現的資本化成本註銷為勘探費用，但因增加#美元而被抵消53.16億美元，涉及收購Kodiak油田的額外工作權益、延長赤道幾內亞G區塊的許可證以及收購臨冬城地區的額外參與權益。見附註3-收購和剝離和附註6-暫停油井成本。
 
6. 懸空油井成本
本公司將探井成本作為石油和天然氣資產中的未探明資產進行資本化，直至確定油井已發現已探明儲量或已減值。如果發現已探明儲量，則將資本化的探井成本重新歸類為已探明資產。如果確定探井受損，則將油井成本計入勘探費用。
下表反映了公司在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內鑽探油井的資本化探井成本。
97
目錄表
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：萬人)
期初平衡：$145,957 $218,180 $186,289 
在確定已探明儲量之前增加資本化探井成本。
66,002 25,209 31,891 
因確定探明儲量而重新分類(1)— (34,614)— 
資本化探井成本計入費用(2)— (62,818)— 
期末餘額：$211,959 $145,957 $218,180 
______________________________________
(1)截至2022年12月31日的年度活動代表了與美國墨西哥灣綠色峽谷944區塊臨冬城發現相關的探井成本的重新分類。
(2)代表與BirAllah和Orca發現有關的探井費用因C8區塊的探礦期於2022年6月到期而減值。
下表提供了按鑽井完成日期計算的已資本化探井成本的賬齡，以及自鑽井完成以來已資本化探井成本超過一年的項目數：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (以幾千計，除油井外，其他都算數)
一年或一年內資本化的探井成本$54,274 $— $20,903 
一至三年內資本化的探井成本— 32,770 30,389 
四至七年內資本化的探井成本157,685 113,187 166,888 
期末餘額$211,959 $145,957 $218,180 
已資本化一年以上的探井成本的項目數
2 2 3 
截至2023年12月31日，自鑽探完成以來已投入勘探油井成本一年以上的項目涉及塞內加爾近海卡亞爾近海區塊的Yakaar和Teranga發現，以及赤道幾內亞近海S區塊的Asam發現。
Yakaar和Teranga發現-2016年5月，我們在塞內加爾近海的Cayar Offshore Proond區塊鑽探Teranga-1探井，遇到了碳氫化合物付款。2017年6月，我們在塞內加爾近海卡亞爾海上教授區塊鑽探Yakaar-1探井，遇到了油氣藏。2017年11月，向塞內加爾政府提交了雅卡爾-特蘭加綜合評估計劃。2019年9月，我們鑽了遇到油氣藏的Yakaar-2評價井。Yakaar-2井大約是在九距離Yakaar-1探井幾公里。2021年7月，卡亞爾區塊勘探許可證的當前階段延長至另一個三年到2024年。Yakaar和Teranga的發現正在作為聯合開發進行分析。2023年期間，我們繼續推進評估研究和成熟的概念設計。在額外的評估和進一步的概念設計開發之後，預計將做出關於商業化的決定。
阿薩姆發現-2019年10月，我們在赤道幾內亞近海鑽井S-5探井，遇到了油氣藏。這一發現後來被命名為阿薩姆。2020年7月，赤道幾內亞政府批准了一項評估工作方案。該油井位於Ceiba FPSO的回接範圍內，目前正在進行評估工作計劃，以將所有可用數據整合到模型中，以確定已發現資源的規模並評估最佳開發解決方案。2022年第四季度，我們得到赤道幾內亞政府的批准，進入S區塊勘探許可證的第二分階段，計劃於2024年12月到期。此外，2022年12月向赤道幾內亞政府提交了阿薩姆實地評估報告。2023年期間，研究和概念設計繼續取得進展。在額外的評估之後，將做出關於商業化的決定。

98
目錄表
7. 租契
我們在經營租賃方面的承諾主要與寫字樓租賃有關。我們的租約最初的租約條款從一年至十年。某些租賃協議包含了未來租金上漲的條款。

截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度的租賃費用構成如下：
十二月三十一日，
20232022
(單位：萬人)
經營租賃成本$3,866 $3,882 
可變租賃成本1,766 1,825 
短期租賃費(1)17,464 13,970 
總租賃成本$23,096 $19,677 
__________________________________
(1)包括$16.01000萬美元和300萬美元12.5在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內，與短期鑽探合同相關的成本分別為1000萬美元。

與2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的經營租賃相關的其他信息如下：
12月31日
20232022
(單位：千，租期和貼現率除外)
資產負債表分類
其他資產(使用權資產)$14,234 $16,044 
應計負債(租賃的當期到期日)2,492 2,181 
其他長期負債(租賃的非當期到期日)15,576 18,007 
加權平均剩餘租期
5.6年份
6.5年份
加權平均貼現率9.8 %9.8 %
    
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度與租賃有關的補充現金流信息：
十二月三十一日，
20232022
(單位：萬人)
經營租賃的經營現金流$7,256 $7,170 
為經營租賃投資現金流(1)16,029 12,449 
__________________________________    
(1)代表與短期鑽探合同相關的成本。

99
目錄表
截至2023年12月31日，我們租約下的未來最低租金承諾如下：
經營租賃（1）
(單位：萬人)
2024$4,124 
20254,195 
20264,266 
20274,205 
20283,844 
此後2,808 
未貼現的租賃付款總額$23,442 
減去：推定利息(5,374)
租賃總負債$18,068 
__________________________________
(1)不包括對我們不是運營商的共同擁有的油田和設施的購買承諾，不包括我們石油合同中對勘探活動的承諾，包括油井承諾。

8. 債務
 十二月三十一日，
 20232022
 (單位：萬人)
未償債務本金餘額：  
設施$925,000 $625,000 
企業改革者— — 
7.125高級附註百分比
650,000 650,000 
7.750高級附註百分比
400,000 400,000 
7.500高級附註百分比
450,000 450,000 
GOM定期貸款— 145,000 
長期債務總額2,425,000 2,270,000 
未攤銷遞延融資成本和折扣(1)(34,086)(44,089)
總債務，淨額2,390,914 2,225,911 
減去：長期債務的當前到期日— (30,000)
長期債務，淨額$2,390,914 $2,195,911 
________________________________________
(1)包括$20.8百萬美元和美元25.2與融資機制有關的未攤銷遞延融資費用和#美元13.3百萬美元和美元16.7截至2023年12月31日和2022年12月31日，與優先債券相關的未攤銷遞延融資成本和折扣分別為100萬美元。
設施
該基金支持我們的石油和天然氣勘探、評估和開發計劃以及企業活動。根據該機制可借入的資金數額，也稱為借款基準額，每年3月和9月確定。借款基數是現金流量淨值和相關資本支出淨現值減去一定百分比後的淨現值以及加納Jubilee和10個油田以及赤道幾內亞Ceiba油田和Okume建築羣某些資產儲備和/或資源的價值之和。
於2021年5月，本公司簽訂經修訂及重述的設施協議及若干附屬文件。作為2021年5月對該貸款的這項修訂的一部分，該公司發生了$15.2在截至2021年12月31日的年度內，因債務清償而產生的虧損100萬美元。2022年11月23日，公司修訂了該安排，將利率基準從倫敦銀行同業拆借利率更新為期限SOFR，自2023年4月19日起生效。2023年9月29日，本公司修訂了融資機制，將Kosmos Energy加納投資公司和Kosmos Energy加納控股有限公司作為義務人加入該融資機制。因此，在2021年10月的收購中收購的Jubilee和10的額外權益
100
目錄表
現在計算貸款的借款基數時包括Anadarko WCTP，自2023年10月1日起生效。2023年10月19日，本公司修改了該融資機制，修改了攤銷時間表，以減少償還分期的數量，從七至六等額分期付款，第一期還款定於2024年10月1日，視未償還借款而定，而不是2024年3月31日。最終到期日或最終還款日期沒有變化。
2023年10月，在2023年秋季重新確定期間，公司的貸款辛迪加批准了#美元的借款基數。1.25 億截至2023年12月31日，該融資項下的未提取可用資金為$325.0百萬美元。
當我們的淨槓桿率超過 2.50X，根據貸款機制，我們需要維持一筆有限的現金餘額，足以支付下一年的利息和費用六個月的句號7.125高級註釋百分比、7.750高級票據百分比和7.500%高級票據加上公司轉盤或貸款，以較大者為準。截至2021年12月31日，我們超過了這一比例，並限制了大約42.92000萬現金，以滿足我們的要求。截至2022年3月31日，我們的淨槓桿率低於2.50x，因此，我們釋放了$59.1於2022年3月31日提交淨槓桿測試後，於2022年5月從受限制現金中提取100萬美元。截至2023年和2022年12月31日，我們的淨槓桿率仍低於 2.50x.
貸款利息為適用保證金（3.75%至5.00%，視乎自訂立融資日期起已過去的時間長短而定），加上芝商所基準管理有限公司於公佈的相關期間管理的定期SOFR參考利率及信貸調整息差。利息在每個利息期的最後一天支付（如果利息期長於 六個月，於 六個月（利息期的第一天之後）。我們對總承諾中未提取和不可用的部分支付承諾費（如有）。承諾費等於 30當一項承付款可供使用時，按當時適用的相應差額每年的百分比計算， 20當承諾不能使用時，當時適用的各自保證金的每年百分比。我們根據ASC 835-利息確認利息支出，這要求採用有效利息法確認利息支出。我們根據貸款機制下的估計借款水平確定了實際利率。

該融資機制提供循環信貸和信用證融資。循環信貸安排的可用期到期。一個月在最終到期日之前。信用證融資在最終到期日到期。可用貸款金額受到借款基數的限制，從2024年10月1日開始，未償還借款將受到攤銷時間表的限制。該基金的最終到期日為2027年3月31日。截至2023年12月31日，我們擁有不是根據該融資機制簽發的信用證。我們有權取消修訂和重述貸款機制下所有未提取的承諾。
如果該貸款項下存在違約事件，貸款人可以加速到期，並行使其他權利和補救措施，包括對我們子公司持有的某些資產執行根據該貸款授予的擔保。截至2023年9月30日(最近的評估日期)，我們遵守了基金中所載的以下財務契約，其中要求維持：
•現場壽命覆蓋率(如術語表中所定義)，不小於1.30X；以及
•貸款年限覆蓋率(定義見術語表)，不低於1.10X至2024年3月31日及1.30在2024年3月31日後；及
•利息覆蓋率(定義見術語表)，不低於2.25X；以及
•債務覆蓋率(如詞彙表所定義)，不超過3.50經修訂的X。
該貸款機制包含慣常的交叉違約條款。
企業改革者
2022年3月31日，我們通過新的循環信貸安排協議取代了企業革命者，為其進行了再融資，總規模為2502000萬美元，到期日為2024年12月31日。該公司資本化了$6.12022年3月與簽訂新的循環信貸安排相關的遞延融資成本，這筆費用將在新的循環信貸安排的期限內攤銷。2022年11月23日，公司修訂了公司轉換法，將利率基準從複合SOFR更新為定期SOFR，自2023年4月起生效。經修訂後，公司轉盤的利息為7.0%保證金、CME Group Benchmark Administration Limited就有關期間管理的期限SOFR參考利率及信貸調整利差。利息在每個利息期的最後一天支付(如果利息期長於六個月，在第一個日期之後每六個月一次的日期
101
目錄表
利息期間的日期)。我們為總承諾額中未提取的部分支付承諾費。貸款人的承諾費等於30當承諾可供使用時，每年各自保證金的百分比。
截至2023年12月31日，未支取的可用資金為$250.01000萬美元。公司旋轉器可用於一般公司用途以及石油和天然氣勘探、評估和開發項目。
企業革命者將於2024年12月31日到期。可用金額不受借款基數的限制。我們有權取消《企業改革法案》下所有未提取的承諾。本公司須以出售若干附屬公司或出售若干資產的方式，償還根據《企業改革條例》到期的若干款項。如果公司革命者存在違約事件，貸款人可以加速到期並行使其他權利和補救措施，包括強制執行根據公司革命者授予的對我們持有的某些資產的擔保。
截至2023年9月30日(最近的評估日期)，我們遵守了公司革命者中包含的以下財務契約，其中要求保持：
•利息覆蓋率(定義見術語表)，不低於2.25X；以及
•債務覆蓋率(如詞彙表所定義)，不超過3.50經修訂的X。
《企業革命者》包含慣常的交叉違約條款。
7.1252026年到期的優先債券百分比
2019年4月，本公司發行美元650.0百萬美元7.125%高級票據和收到的淨收益約為$640.0扣除佣金和其他費用後為100萬美元。我們用淨收益贖回了以前發行的所有7.875%2021年到期的高級擔保票據，償還公司更新者項下未償還債務的一部分，並支付與贖回、償還和發行7.125高級註釋百分比。
這個7.125高級債券將於2026年4月4日到期。我們將在下列日期支付拖欠利息7.125高級債券百分比，由2019年10月4日開始，每年4月4日及10月4日。這個7.125%優先票據是Kosmos Energy Ltd.的優先無擔保債務，與其所有現有和未來的優先債務(包括根據公司轉盤、7.750高級票據百分比和7.500優先票據百分比)，並實際上在所有現有及未來有擔保債務(包括貸款機制下的所有借款)的償還權方面排名較低。這個7.125優先票據由擁有本公司在美國墨西哥灣資產的某些子公司以優先無擔保基礎提供擔保，並由根據該融資機制借款或擔保的某些子公司以從屬無擔保基礎提供擔保。7.750高級票據百分比和7.500高級註釋百分比。這個7.125%優先票據包含慣常的交叉違約條款。
在2022年4月4日或之後，公司可以贖回全部或部分7.125按以下贖回價格(以本金的百分比表示)計算的優先票據，另加應計及未付利息：
年百分比
2022年4月4日或該日後103.563 %
2023年4月4日或該日後101.781 %
2024年4月4日或該日後100.000 %

我們也可以贖回7.125%高級票據在任何時候，如果税法的變化對應支付的金額徵收某些預扣税，7.125優先債券，價格相等於7.125%優先票據加上應計利息和可能需要的額外金額(如有)，以便每個持有人在扣留或扣除7.125%優先票據將不低於持有者在沒有預扣或扣除此類税款的情況下獲得的金額。

在發生控制變更觸發事件時，如7.125%高級債券契約，公司將被要求提出要約回購7.125%優先債券，回購價格相當於101本金的%，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
如果我們出售資產，在某些情況下7.125%高級債券契約，我們將被要求使用淨收益來提出要約購買7.125%優先債券，發行價為現金，金額相當於100本金的%7.125%優先債券，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
這個7.125%高級票據契約限制本公司及其受限制附屬公司的能力，其中包括：產生或擔保額外債務、設立留置權、支付股息或就股本進行分配，
102
目錄表
購買或贖回股本、進行投資或某些其他限制性付款、出售資產、訂立限制本公司附屬公司向本公司支付股息或其他付款的能力的協議、與聯屬公司訂立交易或進行若干合併、合併或合併。這些公約受到一些重要的限制和例外情況的制約。這些公約中的某些將被終止，如果7.125%高級票據被標準普爾評級服務和惠譽評級公司授予投資級評級，沒有違約或違約事件發生，而且仍在繼續。這個7.125%優先票據包含慣常的交叉違約條款。
7.7502027年到期的優先債券百分比
2021年10月，公司發行了美元400.01000萬美元7.750%高級票據和收到的淨收益約為$395.0扣除費用後為百萬美元。我們用淨收益，加上手頭的現金，為#美元再融資。400.02021年第四季度為完成對Anadarko WCTP的收購而發行的2000萬橋接票據，並支付與發行7.750高級註釋百分比。
這個7.750高級債券將於2027年5月1日到期。利息從2022年5月1日開始，每年5月1日和11月1日到期支付。這個7.750%優先票據是Kosmos Energy Ltd.的優先無擔保債務，與其所有現有和未來的優先債務(包括根據公司轉盤、7.125高級票據百分比和7.500優先票據百分比)，並實際上在所有現有及未來有擔保債務(包括貸款機制下的所有借款)的償還權方面排名較低。這個7.750優先票據由擁有本公司在美國墨西哥灣資產的某些子公司以優先無擔保基礎提供擔保，並由根據該融資機制借款或擔保的某些子公司以從屬無擔保基礎提供擔保。7.125高級票據百分比和7.500高級註釋百分比。這個7.750%優先票據包含慣常的交叉違約條款。

在2023年11月1日之前的任何時間，在符合某些條件的情況下，公司可以一次或多次贖回40的原始本金的百分比7.750%優先債券，金額不超過以贖回價格贖回某些股票所得的現金淨額107.750未償還本金的百分比7.750優先票據，連同應累算及未付利息及溢價(如有的話)至贖回日期(但不包括贖回日期)。此外，在2023年11月1日之前的任何時間，公司可以在任何一次或多次情況下贖回全部或部分7.750優先債券，贖回價格相當於100%，外加任何應計和未付利息，外加“全額”溢價。在2023年11月1日或之後，公司可以贖回全部或部分7.750按以下贖回價格(以本金的百分比表示)計算的優先票據，另加應計及未付利息：
年百分比
2023年11月1日或該日後103.875 %
2024年11月1日或該日後101.938 %
2025年11月1日或該日後100.000 %

我們也可以贖回7.750%高級票據在任何時候，如果税法的變化對應支付的金額徵收某些預扣税，7.750優先債券，價格相等於7.750%優先票據加上應計利息和可能需要的額外金額(如有)，以便每個持有人在扣留或扣除7.750%優先票據將不低於持有者在沒有預扣或扣除此類税款的情況下獲得的金額。

在發生控制變更觸發事件時，如7.750%高級債券契約，公司將被要求提出要約回購7.750%優先債券，回購價格相當於101本金的%，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
如果我們出售資產，在某些情況下7.750%高級債券契約，我們將被要求使用淨收益來提出要約購買7.750%優先債券，發行價為現金，金額相當於100本金的%7.750%優先債券，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
這個7.750%高級票據契約限制本公司及其受限制附屬公司的能力，其中包括：產生或擔保額外債務、設立留置權、支付股息或作出與股本有關的分派、購買或贖回股本、進行投資或某些其他受限制的付款、出售資產、訂立限制本公司附屬公司向本公司支付股息或其他款項的協議、與聯屬公司訂立交易、或進行某些合併、合併或合併。這些公約受到一些重要的限制和例外情況的制約。這些公約中的某些將被終止，如果7.750%高級票據被標準普爾評級服務和惠譽評級公司授予投資級評級，沒有違約或違約事件發生，而且仍在繼續。這個7.750%優先票據包含慣常的交叉違約條款。
7.5002028年到期的優先債券百分比
103
目錄表
2021年3月，公司發行了美元450.01000萬美元7.500%高級票據和收到的淨收益約為$444.4扣除費用後為100萬美元。我們用所得款項淨額償還企業轉盤及貸款項下的未償還債務，以支付與發行7.500%高級註釋和一般公司用途。
這個7.500高級債券將於2028年3月1日到期。利息由2021年9月1日開始，每年3月1日和9月1日付息。這個7.500%優先票據是Kosmos Energy Ltd.的優先無擔保債務，與其所有現有和未來的優先債務(包括根據公司轉盤、7.125高級票據百分比和7.750優先票據百分比)，並實際上在所有現有及未來有擔保債務(包括貸款機制下的所有借款)的償還權方面排名較低。這個7.500優先票據由擁有本公司在美國墨西哥灣資產的某些子公司以優先無擔保基礎提供擔保，並由根據融資機制借款或擔保的某些子公司以從屬無擔保基礎提供擔保，併為公司轉盤提供擔保7.125高級票據百分比和7.750高級註釋百分比。這個7.500%優先票據包含慣常的交叉違約條款。
在2024年3月1日之前的任何時間，在符合某些條件的情況下，公司可以一次或多次贖回40的原始本金的百分比7.500%優先債券，金額不超過以贖回價格贖回某些股票所得的現金淨額107.500未償還本金的百分比7.500優先票據，連同應累算及未付利息及溢價(如有的話)至贖回日期(但不包括贖回日期)。此外，在2024年3月1日之前的任何時間，公司可以在任何一次或多次情況下贖回全部或部分7.500優先債券，贖回價格相當於100%，外加任何應計和未付利息，外加“全額”溢價。在2024年3月1日或之後，公司可以贖回全部或部分7.500按以下贖回價格(以本金的百分比表示)計算的優先票據，另加應計及未付利息：
年百分比
2024年3月1日或該日後103.750 %
2025年3月1日或該日後101.875 %
2026年3月1日或該日後100.000 %

我們也可以贖回7.500%高級票據在任何時候，如果税法的變化對應支付的金額徵收某些預扣税，7.500優先債券，價格相等於7.500%優先票據加上應計利息和可能需要的額外金額(如有)，以便每個持有人在扣留或扣除7.500%優先票據將不低於持有者在沒有預扣或扣除此類税款的情況下獲得的金額。

在發生控制變更觸發事件時，如7.500%高級債券契約，公司將被要求提出要約回購7.500%優先債券，回購價格相當於101本金的%，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
如果我們出售資產，在某些情況下7.500%高級債券契約，我們將被要求使用淨收益來提出要約購買7.500%優先債券，發行價為現金，金額相當於100本金的%7.500%優先債券，加上回購日(但不包括回購日)的應計利息和未付利息。
這個7.500%高級票據契約限制本公司及其受限制附屬公司的能力(其中包括)：產生或擔保額外債務、設立留置權、支付股息或作出與股本有關的分派、購買或贖回股本、作出投資或某些其他受限制的付款、出售資產、訂立限制本公司附屬公司向本公司支付股息或其他款項的協議、與聯屬公司訂立交易、或進行某些合併、合併或合併。這些公約受到一些重要的限制和例外情況的制約。這些公約中的某些將被終止，如果7.500%高級票據被標準普爾評級服務和惠譽評級公司授予投資級評級，沒有違約或違約事件發生，而且仍在繼續。這個7.500%優先票據包含慣常的交叉違約條款。
GOM定期貸款    
於2020年9月，本公司訂立一項五年制 $2002000萬優先擔保定期貸款信貸協議以該公司在美國墨西哥灣的資產為抵押，淨收益為#美元197.7扣除費用和其他費用後為100萬美元。2023年9月15日，公司償還了剩餘的未償還本金#美元137.51000萬美元加上應計利息，使用手頭的現金，構成全額付款。GoM定期貸款隨後根據GoM定期貸款終止，並受GoM定期貸款條款的約束。

104
目錄表
截至2023年12月31日，五個財政年度期間及以後的債務償還額估計如下：
應於明年到期的付款
總計20242025202620272028此後
(單位：千)
還本付息(1)$2,425,000 $— $300,000 $1,066,667 $608,333 $450,000 $— 
_______________________________________
(1)包括未償本金債務餘額的預定到期日。截至2023年12月31日，與該機制相關的債務的預定到期日是基於我們的借款水平和我們估計的未來可用借款基礎承諾水平。借款水平的任何增加或減少，或現有借款基數的增加或減少，都將影響未來五年及其後債務的預定到期日。
利息和其他融資成本，淨額
本期間發生的利息和其他融資費用淨額包括：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：千)
利息支出$207,629 $180,046 $146,706 
攤銷--遞延融資成本9,921 10,401 10,580 
債務清償損失1,503 192 19,625 
資本化利息(138,738)(84,342)(46,098)
遞延利息 3,183 (3,318)(3,401)
利息收入(19,456)(12,139)(10,257)
其他，淨額31,862 27,420 11,216 
利息和其他融資費用淨額 $95,904 $118,260 $128,371 
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的資本化利息為$138.71000萬，$84.31000萬美元和300萬美元46.1 分別為100萬美元，主要與大託爾圖艾哈邁伊姆第一期項目的支出有關。在Greater Tortue Ahmeyim第1期項目的首次天然氣生產（目標為2024年第三季度）後，我們將不再利用該項目的利息。
9. 衍生金融工具
我們使用金融衍生工具合約管理商品價格及利率波動風險。我們不為交易目的持有或發行衍生金融工具。
我們根據政策及指引管理市場及交易對手信貸風險。根據該等政策及指引，我們的管理層釐定衍生工具交易的適當時間及範圍。我們已根據ASC 820-公允價值計量和披露的要求，在衍生工具合約的公允價值計量中納入了對不履約風險的估計。
石油衍生品合約
下表列出了截至2023年12月31日，公司未平倉石油衍生品合約的桶數以及這些合約的加權平均每桶價格。價格及加權平均價格已扣除所訂立之任何抵銷衍生工具合約。
105
目錄表
  每桶加權平均價格
術語合同類型索引Mbbl應付遞延保費淨額/(應收賬款)賣出賣權地板天花板
2024:
1月至12月
三向領口日期為布倫特原油4,000 1.31 45.00 70.00 96.25 
1月至6月
雙向領口
日期為布倫特原油
2,000 1.24 — 65.00 85.00 
1月至12月
雙向領口
日期為布倫特原油
2,000 0.46 — 70.00 100.00 
______________________________________
2024年1月，我們訂立了日期布倫特三方領合約， 2.02024年7月至2024年12月的MMBbl，賣出看跌期權價格為$45.00每桶最低價為美元70.00最高限價為美元90.00每桶。
有關公司衍生工具的其他信息，請參見附註10-公允價值計量。
下表披露本公司於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╱（虧損）。
  估計公允價值資產（負債）
 十二月三十一日，
合同類型 資產負債表的位置20232022
  (單位：萬人)
未被指定為對衝工具的衍生工具：   
衍生資產：   
商品衍生品資產-流動$8,346 $7,344 
臨時石油銷售應收賬款：石油銷售(72)1,170 
商品衍生品資產-長期1,594 1,725 
衍生負債：  
商品衍生工具負債--流動負債(3,103)(6,773)
商品衍生品負債--長期— (778)
未被指定為對衝工具的衍生品總額 $6,765 $2,688 
收益/(損失)金額
截至十二月三十一日止的年度，
合同類型損益位置202320222021
(單位：千)
未被指定為對衝工具的衍生工具：
臨時石油銷售石油和天然氣收入$(17,221)$(14,573)$(7,520)
商品衍生工具，淨額(11,128)(260,892)(270,185)
未被指定為對衝工具的衍生品總額$(28,349)$(275,465)$(277,705)

衍生資產和衍生負債的抵銷
我們的衍生工具受與交易對手訂立的主要淨額結算安排所規限，只有在發生違約事件時才有權抵銷。截至2023年12月31日和2022年12月31日，沒有發生違約事件，因此，與這些安排有關的相關總資產或總負債額列報在合併資產負債表中。

106
目錄表
10. 公允價值計量
根據ASC 820-公允價值計量，公允價值計量基於市場參與者在為資產或負債定價時使用的投入，這些投入分為兩類：可觀察到的投入和不可觀察到的投入。可觀察到的投入代表從獨立來源獲得的市場數據，而不可觀察到的投入反映了公司自己的市場假設，如果沒有不適當的成本和努力就不能合理地獲得可觀察到的投入，則使用該假設。我們將計量公允價值時使用的投入劃分為以下公允價值層次：
•級別1-在活躍的市場中對相同資產或負債的報價。
•第二級--活躍市場中類似資產或負債的報價，非活躍市場中相同或類似資產或負債的報價，資產或負債可觀察到的報價以外的投入，以及主要通過相關性或其他方式從可觀察到的市場數據中得出或得到可觀察市場數據證實的投入。
•第3級-資產或負債的不可觀察的輸入。資產或負債計量整體所屬的公允價值投入層級是根據對整個計量具有重要意義的最低水平投入確定的。
下表列出了公司截至2023年12月31日、2023年和2022年按每個公允價值層次按公允價值經常性計量的資產和負債：
 計量的公允價值使用：
 相同資產在活躍資產市場上的報價重要和其他
可觀察到的輸入		無法觀察到的重要輸入 
 (一級)(二級)(第三級)總計
 (單位：萬人)
2023年12月31日    
資產：    
商品衍生品$— $9,940 $— $9,940 
臨時石油銷售— (72)— (72)
負債：    
商品衍生品— (3,103)— (3,103)
總計$— $6,765 $— $6,765 
2022年12月31日 
資產： 
商品衍生品$— $9,069 $— $9,069 
臨時石油銷售— 1,170 — 1,170 
負債：
商品衍生品— (7,551)— (7,551)
總計$— $2,688 $— $2,688 
現金及現金等價物以及受限制現金的賬面值與基於第一級輸入數據的公平值相若。由於這些工具的短期性質，共同利息賬單、石油銷售和其他應收款以及應付賬款和應計負債與公允價值相若。我們的長期應收款項（扣除任何信貸虧損撥備後）及其他長期資產的公允價值接近公允價值。該等項目之公平值估計乃根據第二級輸入數據作出。
107
目錄表
商品衍生品
我們的商品衍生品代表原油領價、看跌期權和看漲期權，以固定日期的布倫特或NYMEX WTI油價計算名義桶數。我們的石油衍生工具應佔價值乃基於（i）合約名義成交量;（ii）各指數的獨立活躍期貨報價;（iii）參考信貸違約掉期（“CDS”）市場適用於各交易對手的信貸調整收益率曲線;及（iv）各指數獨立來源的波動估計。波動率估計由若干活躍買賣石油期權的獨立經紀人提供，並經市場報價波動率因素證實。遞延溢價計入商品衍生工具的公平市值。有關公司衍生工具的更多信息，請參見附註9-衍生金融工具。
臨時石油銷售
臨時石油銷售衍生工具應佔價值乃根據（i）銷售量及（ii）於銷售合約指定的定價期內各指數的獨立活躍期貨報價與解除日期的現貨價格的差額計算。
債務
下表呈列於二零二三年及二零二二年十二月三十一日之賬面值及公平值：
 2023年12月31日2022年12月31日
 賬面價值公允價值賬面價值公允價值
 (單位：萬人)
7.125高級附註百分比
$646,912 $622,824 $645,699 $558,201 
7.750高級附註百分比
396,718 374,764 395,893 335,592 
7.500高級附註百分比
446,291 412,461 445,564 361,958 
GOM定期貸款— — 145,000 145,000 
設施925,000 925,000 625,000 625,000 
總計$2,414,921 $2,335,049 $2,257,156 $2,025,751 
 
我們的賬面價值7.125高級註釋百分比，7.750高級附註和百分比7.500高級債券代表未償還本金金額減去未攤銷折扣。我們的公允價值7.125高級註釋百分比，7.750高級附註和百分比7.500%優先票據以報價市場價格為基礎，這導致了第一級公允價值計量。GoM定期貸款和貸款的賬面價值接近公允價值，因為它們受短期浮動利率的約束，與我們在該期間可用的利率接近。

非經常性公允價值計量-長期資產

若干長期資產按公允價值在本公司綜合資產負債表的非經常性基礎上報告。該等長期資產不按公允價值持續計量，但在某些情況下須進行公允價值調整。當環境變化顯示資產的賬面金額可能無法收回時，我們的長期資產將被審查減值。

本公司使用ASC 820-公允價值計量中所述的收益法計算其長期資產的估計公允價值。與計算估計貼現未來現金流量相關的重要投入包括預期未來產量、定價估計、資本和運營成本、基於市場的加權平均資本成本以及適用於儲備的風險調整係數。這些被歸類為第3級公允價值假設。該公司利用第三方對日期為布倫特原油的行業預測的平均值，並根據位置和質量差異進行調整，來確定我們的定價假設。為了評估假設的敏感性，我們分析了對價格、生產和風險調整因素的敏感性。

由於已探明的石油和天然氣儲量修訂為負，主要是由於合作伙伴關係在十個油田的開發工作範圍和油井業績的變化，我們於2023年12月31日審查了我們的十項長期資產的減值，這導致減值費用為#美元。222.3在截至2023年12月31日的一年中，減值費用導致剩餘賬面價值10的全部減值，使10個字段的賬面價值減少到零。作為我們減值分析的一部分，第三方行業每桶布倫特原油的平均價格
108
目錄表
用於確定貼現未來現金流的預測處於較低水平--經通脹調整後為80多美元。預期的未來現金流以大約10百分比，本公司認為該百分比是在估值時確定的基於市場的行業同行的加權平均資本成本。
由於已探明的石油和天然氣儲量修訂為負，主要受油井表現的推動，我們於2022年12月31日對我們的十項長期資產進行了減值評估，導致減值費用為450.0截至2022年12月31日的年度，將十個油田的賬面價值減少至估計公允價值#美元235.7截至2022年12月31日，為1.2億美元。作為我們減值分析的一部分，用於確定貼現未來現金流的第三方行業預測的每桶布倫特原油平均價格為80多美元，經通脹調整。我們還考慮到了對該油田未來投資的延遲。預期的未來現金流以大約10百分比，本公司認為該百分比是在估值時確定的基於市場的行業同行的加權平均資本成本。
不是已探明石油及天然氣資產的減值於2021年12月31日確認，因未確認減值指標。
這些減值費用計入綜合經營報表中長期資產的減值。如果我們的石油價格預期大幅下降，我們估計的未來支出將增加R減少了我們估計的生產情況，我們的長期資產可能面臨額外減值的風險。 

11. 資產報廢債務
下表彙總了公司資產報廢債務的變化：
 十二月三十一日，
 20232022
 (單位：萬人)
資產報廢和債務：  
開始資產報廢債務$302,534 $325,459 
期內產生的負債16,196 13,696 
期內結清的負債(13,082)(9,277)
訂正估計的退休債務11,527 (50,600)
吸積費用29,611 23,256 
期末資產報廢債務$346,786 $302,534 

資產報廢債務反映了與我們的石油和天然氣資產相關的拆除、拆除、場地開墾和類似活動的估計現值。該公司利用當前的成本經驗來估計報廢債務的預期現金流出。本公司估計物業的最終生產年限、經風險調整的貼現率和通脹因素，以確定這項債務的當前現值。如果未來對這些假設的修訂影響現有資產報廢債務的現值，則對石油和天然氣財產餘額進行相應的調整。2023年和2022年期間估計退休債務的修訂與估計時間、工作範圍和費用的變化有關。在截至2022年12月31日的年度內，我們的資產報廢義務減少了約$10.02022年3月達成Tullow優先購買權交易所產生的1000萬美元和約300萬美元66.22022年5月，赤道幾內亞延長了G區塊的許可證，使其增加了1000萬美元。
 
12. 基於股權的薪酬
限制性股票獎勵和限制性股票單位
我們的長期激勵計劃(“LTIP”)規定授予股票期權、股票增值權、限制性股票獎勵、限制性股票單位等形式的獎勵。2023年6月，公司股東批准了修訂和重新設立的Kosmos Energy Ltd.LTIP，該公司授權增加17.0根據長期投資協議，可供發行的普通股為100萬股。經修訂的《長期税務執行計劃》規定，78.51,000,000股，根據長期投資協議下的獎勵。截至2023年12月31日，該公司約有18.6根據LTIP仍可發行的100萬股。
109
目錄表
根據長期投資協議，本公司根據服務歸屬準則及結合市場及服務歸屬準則授予受限制股票單位。基本上，所有這些獎項都授予了一個三年句號。在歸屬後，限制性股票單位成為已發行和流通股。
下表反映了截至2023年12月31日的未償還限制性股票單位：
 服務權歸屬
限制性股票
單位		加權平均授予日期公允價值市場/服務歸屬限制性股票單位加權平均授予日期公允價值
 (單位：萬人) (單位：萬人) 
在2020年12月31日未償還：
4,840 $5.34 7,859 $8.11 
已批准(1)2,905 2.57 6,744 3.91 
沒收(%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日的未償還債務：
4,696 3.88 11,233 5.28 
已批准(1)2,820 4.70 3,388 6.98 
沒收(%1)(147)3.92 (389)6.21 
既得(2,453)4.21 (2,191)5.98 
截至2022年12月31日的未償還債務：
4,916 4.18 12,041 5.61 
已批准(1)2,809 7.61 3,482 12.26 
沒收(%1)(240)5.65 (203)8.17 
既得(2,775)3.86 (2,950)8.22 
截至2023年12月31日的未償還金額：
4,710 5.77 12,370 6.59 
__________________________________
(1)具有市場和服務歸屬標準組合的限制性股票單位可以在0%和200原批出單位的百分比視乎市場表現情況而定。歸屬於目標股份之上或之下的獎勵100%導致在市場歸屬標準確定期間分別授予或沒收額外股份。
截至2023年12月31日，對未歸屬限制性股票單位確認的基於股權的薪酬總額為$27.8在加權平均期內1.8好幾年了。
對於具有市場和服務歸屬標準的限制性股票單位，將發行的普通股數量是通過比較公司在業績期間的股東總回報與預定的同行公司集團的總股東回報來確定的，最多可授予200已授予的獎勵的百分比。授出日期公允價值由$1.06至$13.06每個獎項。蒙特卡洛模擬模型利用多個輸入變量來確定滿足獎勵中規定的市場條件的概率，並計算獎勵的公允價值。模型中使用的預期波動率是使用我們的歷史波動率和我們同行公司的歷史波動率來估計的，範圍為50.0%至105.0%。無風險利率以美國國庫利率為基礎，期限與贈款的預期壽命相稱，範圍為0.2%至3.7%。預期的季度股息從1美元到1美元不等。0.000至$0.050與我們目前的分紅經驗相稱。
2024年1月，我們批准了2.4百萬服務歸屬限制性股票單位和3.0根據我們的長期激勵計劃，我們向員工授予了100萬個市場和服務限制性股票單位。我們預計將確認大約$41.4在接下來的一年中，與這些贈款相關的非現金補償支出三年.
本公司於綜合經營報表中記錄以權益為基礎的一般薪酬開支及行政開支，相當於授出日期及LTIP獎勵歸屬期間以股份為基礎的付款的公允價值。下表彙總了與我們的股份支付相關的某些信息：
110
目錄表

截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
(單位：萬人)
基於股份的薪酬費用$42,693 $34,546 $31,651 
總税收優惠7,482 5,933 5,786 
税收淨短缺（意外收入）(3,201)673 6,307 
已歸屬裁決的公允價值45,098 22,205 9,435 
 
13. 所得税
我們根據我們業務所在國家的現行法律和税率計提所得税。我們來自持續經營業務的税前收入或虧損與我們的所得税開支或利益之間的關係因各種因素而於不同期間有所不同，包括税前收入或虧損總額的變動、我們賺取收入（虧損）的司法權區及該等司法權區的税法。
截至2023年12月31日止年度，我們的遞延税項負債淨額減少約$107.6 主要是由於美元222.3 與TEN油田相關的減值損失為100萬美元，導致我們的遞延税項負債減少了100萬美元。77.8 100萬美元，其餘的29.8 我們的遞延税項負債減少100萬美元，主要與暫時差異撥回的時間有關。截至2022年12月31日止年度，我們的遞延税項負債淨額減少約$242.7 主要原因是，450.0與TEN油田有關的減值損失約為100萬美元，導致我們的遞延税項負債減少約100萬美元。157.61000萬美元，以及一美元44.6 減少的100萬美元與2022年3月完成Tullow優先購買權交易有關（見附註3 -收購和剝離），其餘100萬美元與2022年3月完成Tullow優先購買權交易有關（見附註3 -收購和剝離），其餘100萬美元與2022年3月完成Tullow優先購買權交易有關（見附註3-收購和剝離），其餘100萬美元與2022年3月完成Tullow優先購買權交易有關。40.5 我們的遞延税項負債減少200萬美元，主要與暫時差異撥回的時間有關。
除所得税前收入（虧損）包括以下各項：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：萬人)
美國$(88,458)$73,529 $(75,948)
外國460,193 263,538 32,568 
所得税前收入(虧損)$371,735 $337,067 $(43,380)
可歸因於我們所得税前收入(虧損)的所得税準備金的組成部分如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：萬人)
當前：   
美國$865 $7,174 $282 
外國264,910 300,829 103,348 
總電流265,775 308,003 103,630 
延期：
美國551 84 1,202 
外國(108,111)(197,571)(70,376)
延期合計(107,560)(197,487)(69,174)
所得税費用$158,215 $110,516 $34,456 
111
目錄表
我們通過應用法定税率和報告的持續經營收入或(虧損)的實際税率計算的所得税費用(福利)對賬如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：萬人)
按法定税率徵税$78,064 $70,784 $(9,110)
外國收入(損失)按不同税率徵税48,768 20,663 17,344 
不可扣除的補償5,915 3,012 2,775 
不可扣除項目和其他項目2,243 3,993 1,719 
股權薪酬的税收缺口(意外之財)，淨額(3,201)673 6,307 
更改估值免税額26,426 11,391 15,421 
税費(收益)合計$158,215 $110,516 $34,456 
實際税率
43 %33 %79 %
______________________________________
(1)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的實際税率受(損益)(4.0)1000萬，$21.0百萬美元和美元61.6分別於吾等無須繳税因而不產生任何所得税優惠或有估值免税額以抵銷相應遞延税項資產的司法管轄區產生的百萬歐元。

美國的實際税率約為(2%), 10%和2分別於截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的年利率。美國的實際税率受到不可抵扣支出和基於權益的補償的影響，税收不足和税收意外之財等於為財務報表報告目的確認的所得税優惠與為納税申報目的實現的所得税優惠之間的差額。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，我們在美國的有效税率受到部分遞延税項資產估值免税額變化的影響，總金額為12.1百萬，$(12.3)300萬美元和300萬美元6.6分別為2.5億美元和2.5億美元。
加納的實際税率約為36%, 35%和35分別於截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的年利率。加納的實際税率受到不可抵扣支出的影響。
赤道幾內亞的實際税率約為35%, 36%和35分別為截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度的百分比，並受不可扣除支出的影響。
我們在其他外國司法管轄區的業務有0%的實際税率，因為他們居住在0%法定利率或我們在這些國家或地區發生虧損，並擁有相應遞延税項淨資產的全額估值津貼。
遞延税項資產及負債乃根據財務及税基在資產及負債方面的暫時性差異所產生的估計所得税影響而計算，按實際繳税或收回税款時預期生效的税率釐定。在評估遞延税項資產的變現能力時，管理層會考慮部分或全部遞延税項資產是否更有可能無法變現。遞延税項資產的最終變現取決於在這些臨時差額可扣除期間產生的未來應納税所得額。產生遞延税項資產和負債的重大暫時性差異的税收影響如下：
112
目錄表
 十二月三十一日，
 20232022
 (單位：萬人)
遞延税項資產：  
外資化營業費用$209,453 $196,018 
國外淨營業虧損14,458 19,297 
美國淨營業虧損78,706 81,040 
美國遞延利息支出43,411 17,421 
股權補償10,867 7,916 
資產報廢債務和其他78,024 67,083 
遞延税項資產總額434,919 388,775 
估值免税額(333,651)(312,968)
遞延税項總資產，淨額101,268 75,807 
遞延税項負債：
與財產和設備有關的損耗、折舊和攤銷(420,066)(512,019)
其他遞延税項負債(42,087)(32,233)
遞延税項負債總額(462,153)(544,252)
遞延税項淨負債$(360,885)$(468,445)
 
該公司有海外淨營業虧損結轉#美元48.2一百萬，那是不會過期的。此外，該公司有$374.8美國淨營業虧損中的100萬美元不會到期。所有這些虧損目前都有抵消性估值額度。
該公司在美國的聯邦所得税申報年度2020至2022年開放税務審查，在加納的所得税申報年度2019至2022年度接受税務審查，在赤道幾內亞的2019至2022年度接受所得税申報年度的税務審查。
截至2023年12月31日，公司沒有重大不確定的税務頭寸。本公司的政策是在所得税支出中確認與所得税事項相關的潛在利息和罰款。

14. 每股淨收益(虧損)
在計算每股基本淨收入時，參與證券是根據實際收到的股息分配加上未分配淨收入的比例份額(如果有)分配的收益。我們在兩級法下計算每股基本淨收入。稀釋每股淨收益(虧損)是在兩種方法和庫存股方法下計算的，並給出了兩種計算方法中稀釋程度較大的一種。每股攤薄淨收益(虧損)的計算反映瞭如果我們LTIP項下的所有未償還獎勵轉換為普通股或導致發行普通股股份然後在公司收益中分享可能發生的攤薄。在公司實現持續經營虧損期間，證券不會稀釋到每股淨虧損，也不會發生轉換為普通股的情況。
每股基本淨收益(虧損)的計算方法為(I)淨收益(虧損)，(Ii)減去可分配給參與證券的收益(Iii)除以加權平均基本流通股。本公司每股攤薄淨收益(虧損)的計算方法為(I)基本淨收益(虧損)，(Ii)加上可分配給參與證券的收益的攤薄調整(Iii)除以加權平均攤薄已發行股份。
113
目錄表
 截止的年數
 十二月三十一日，
 202320222021
 (單位為千，每股數據除外)
分子：   
可分配給普通股股東的淨收益(虧損)$213,520 $226,551 $(77,836)
分母：
加權平均流通股數量：
基本信息459,641 455,346 416,943 
限制性股票單位(1)21,429 19,511 — 
稀釋481,070 474,857 416,943 
每股淨收益(虧損)：
基本信息$0.46 $0.50 $(0.19)
稀釋$0.44 $0.48 $(0.19)
______________________________________
(1)我們的限制性股票單位不被視為參與證券，因此被排除在每股基本淨收益(虧損)的計算之外。

(2)在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度內，我們不包括0.0, 0.1百萬美元和19.0從每股攤薄淨收入的計算中分別扣除100萬股已發行的限制性股票單位，因為這將是反攤薄的效果。

15. 承付款和或有事項
在我們開展業務的司法管轄區內，我們不時涉及主要在正常業務過程中發生的訴訟、監管審查和行政訴訟。儘管這些事項的結果無法準確預測，但管理層相信，這些事項無論是單獨的還是總體的，都不會對公司的財務狀況產生實質性影響；然而，不利的結果可能會對我們在特定中期或年度的運營業績產生重大不利影響。
我們承諾要鑽探三開發井和一赤道幾內亞的探井。我們有一美元200.2與Greater Tortue FPSO延期銷售相關的其他長期負債中的100萬FPSO合同負債。
2019年2月，Kosmos和BP與毛裏塔尼亞和塞內加爾的國家石油公司簽署了Carry預付款協議，根據這些協議，我們有義務分別為各自的國家石油公司提供資金，分擔某些開發成本。科斯莫斯的總份額二協議合計目前估計約為#美元。300.01000萬美元，其中259.2截至2023年12月31日，已發生100萬美元，不包括應計利息。

履約義務

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司擁有履約保證金和補充保證金共計美元。194.1百萬美元和美元205.2這些成本分別與BOEM和其他第三方就某些油井的預期封堵和廢棄成本以及我們在美國墨西哥灣油田的某些設施的拆除而規定的保證金要求有關。

114
目錄表
16. 其他財務信息
應計負債
應計負債包括以下內容：
 十二月三十一日，
 20232022
 (單位：萬人)
應計負債：  
勘探、開發、生產$90,054 $80,598 
應付收入20,506 26,087 
流動資產報廢債務2,808 1,732 
一般和行政費用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種1,029 1,524 
衍生品1,372 6,440 
其他9,658 4,833 
 $302,815 $325,206 
 
出售資產的收益
在2022年第四季度，我們收到殼牌的正式通知，一該油井是根據殼牌與納米比亞的石油協定提交的。結果，我們認出了一張$50.0-與以下收益相關的收益：50.02022年第四季度收到了與2020年與殼牌簽訂的分包協議相關的1.8億美元。
其他費用，淨額
期間發生的其他費用淨額包括：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
 (單位：千)
存貨處置損失$7,372 $1,521 $1,239 
保險結算收益— (7,000)— 
(收益)資產報廢債務負債結算損失6,034 (3,278)6,351 
其他，淨額10,250 (297)2,521 
其他費用，淨額$23,656 $(9,054)$10,111 
 
115
目錄表
17. 業務細分信息
Kokaran從事單一業務，即石油和天然氣的勘探、開發和生產。於二零二三年十二月三十一日，本公司於 四地理報告部分：加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞/塞內加爾和美國墨西哥灣。為評估呈報分部之表現，首席營運決策者審閲資本開支。本公司定義的資本支出可能無法與其他公司使用的類似標題的措施進行比較，應與我們的綜合財務報表及其附註一併考慮。 每個領域的財務資料如下：
加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣公司和其他淘汰總計
(單位：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：
石油和天然氣收入$1,062,482 $267,494 $— $371,632 $— $— $1,701,608 
其他收入，淨額(403)10 — 3,327 157,770 (160,777)(73)
總收入和其他收入1,062,079 267,504 — 374,959 157,770 (160,777)1,701,535 
成本和支出：
石油和天然氣生產175,265 114,411 — 100,421 — — 390,097 
勘探費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 
損耗、折舊和攤銷240,998 51,750 917 149,482 1,780 — 444,927 
長期資產減值準備222,278 — — — — — 222,278 
利息和其他融資費用淨額（1）56,988 (2,942)(119,697)6,236 155,319 — 95,904 
衍生工具，淨額— — — — 11,128 — 11,128 
其他費用，淨額7,963 3,208 7,997 10,506 5,110 (11,128)23,656 
總成本和費用717,277 179,897 (85,645)300,671 378,377 (160,777)1,329,800 
所得税前收入(虧損)344,802 87,607 85,645 74,288 (220,607)— 371,735 
所得税費用122,704 35,666 — 13,643 (13,798)— 158,215 
淨收益(虧損)$222,098 $51,941 $85,645 $60,645 $(206,809)$— $213,520 
綜合資本支出$276,849 $74,573 $276,484 $212,431 $9,662 $— $849,999 
截至2023年12月31日
財產和設備，淨額$1,036,651 $424,030 $1,788,214 $893,293 $18,041 $— $4,160,229 
總資產$3,252,235 $1,918,131 $2,642,098 $3,988,805 $21,599,662 $(28,462,797)$4,938,134 
______________________________________
(1)利息支出根據實際第三方和公司間債務協議記錄。資本化利息記錄在資產所在的業務單位。


116
目錄表
加納（2）赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣(3)公司和其他淘汰總計
(單位：千)
截至2022年12月31日的年度
收入和其他收入：
石油和天然氣收入$1,350,962 $346,783 $— $547,610 $— $— $2,245,355 
出售資產的收益— — — 471 50,000 — 50,471 
其他收入，淨額428 3,350 — 2,405 386,002 (388,236)3,949 
總收入和其他收入1,351,390 350,133 — 550,486 436,002 (388,236)2,299,775 
成本和支出：
石油和天然氣生產206,486 90,602 — 105,968 — — 403,056 
設施保險修改，淨額6,243 — — — — — 6,243 
勘探費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 
損耗、折舊和攤銷289,058 53,765 412 153,407 1,614 — 498,256 
長期資產減值準備450,357 — — (388)— 449,969 
利息和其他融資費用淨額（1）64,620 (2,494)(69,644)11,180 114,598 — 118,260 
衍生工具，淨額— — — — 260,892 — 260,892 
其他費用，淨額233,785 8,397 (1,178)10,339 496 (260,893)(9,054)
總成本和費用1,280,846 164,351 21,914 319,063 564,770 (388,236)1,962,708 
所得税前收入(虧損)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 
淨收益(虧損)$42,453 $112,968 $(21,914)$232,433 $(139,389)$— $226,551 
綜合資本支出$98,540 $36,036 $407,982 $111,016 $(41,986)$— $611,588 
截至2022年12月31日
財產和設備，淨額$1,202,937 $396,737 $1,396,884 $829,242 $16,847 $— $3,842,647 
總資產$2,886,242 $1,463,211 $2,026,776 $3,695,641 $19,554,236 $(25,046,118)$4,579,988 
______________________________________
(1)利息支出根據實際第三方和公司間債務協議記錄。資本化利息記錄在資產所在的業務單位。
(2)包括與Tullow在2022年3月17日Tullow搶先交易完成日期之前搶佔的利息相關的活動。此外，現金對價為$118.2100萬美元計入截至2022年12月31日的年度綜合資本支出的減少額。
(3)包括與我們自2022年6月9日(收購日期)開始收購Kodiak油田額外權益有關的活動。此外，支付的現金代價為#美元。29.0100萬美元包括在截至2022年12月31日的年度的綜合資本支出中。
117
目錄表
加納（2）赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣公司和其他淘汰總計
(單位：千)
截至2021年12月31日的年度
收入和其他收入：
石油和天然氣收入$644,232 $260,520 $— $427,261 $— $— $1,332,013 
出售資產的收益— — — — 1,564 — 1,564 
其他收入，淨額6 — — 1,279 395,073 (396,096)262 
總收入和其他收入644,238 260,520 — 428,540 396,637 (396,096)1,333,839 
成本和支出：
石油和天然氣生產151,079 93,032 — 101,895 — — 346,006 
設施保險修改，淨額(1,586)— — — — — (1,586)
勘探費1,527 5,700 10,639 41,230 6,286 — 65,382 
一般和行政12,179 4,343 8,601 17,665 172,869 (124,128)91,529 
損耗、折舊和攤銷240,901 56,468 61 168,142 1,649 — 467,221 
利息和其他融資費用淨額（1）51,279 (1,661)(44,831)15,875 109,493 (1,784)128,371 
衍生工具，淨額— — — — 270,185 — 270,185 
其他費用，淨額206,466 41,891 (2,189)30,118 4,010 (270,185)10,111 
總成本和費用661,845 199,773 (27,719)374,925 564,492 (396,097)1,377,219 
所得税前收入(虧損)(17,607)60,747 27,719 53,615 (167,855)1 (43,380)
所得税支出(福利)(4,290)37,487 — (4,958)6,217 — 34,456 
淨收益(虧損)$(13,317)$23,260 $27,719 $58,573 $(174,072)$1 $(77,836)
綜合資本支出$575,472 $77,364 $170,690 $96,897 $3,791 $— $924,214 
截至2021年12月31日
財產和設備，淨額$1,885,116 $460,975 $918,683 $901,392 $17,821 $— $4,183,987 
總資產$3,125,835 $911,159 $1,346,622 $3,258,264 $17,108,138 $(20,809,367)$4,940,651 
______________________________________
(1)利息支出根據實際第三方和公司間債務協議記錄。資本化利息記錄在資產所在的業務單位。
(2)包括與我們從2021年10月13日(收購日期)開始在加納收購額外權益有關的活動。此外，收購收購價格為#美元。465.41000萬美元包括在綜合資本支出中。
118
目錄表
截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
(單位：千)
綜合資本支出：
現金流量表--投資活動合併報表：
石油和天然氣資產$932,603 $787,297 $472,631 
石油和天然氣屬性的獲取— 22,078 465,367 
出售資產所得收益— (168,703)(6,354)
調整：
資本應計項目的變動6,732 396 (18,534)
勘探費用，不包括未成功油井成本和租賃減值(1)40,070 47,289 46,563 
資本化利息(138,738)(84,343)(46,098)
其他9,332 7,574 10,639 
合併資本支出總額$849,999 $611,588 $924,214 
______________________________________
(1)未成功的油井成本在發生時計入石油和天然氣資產。

KOSMOS ENERGY LTD.
補充石油和天然氣數據(未經審計)
提交的已探明石油和天然氣淨儲量估計數由Ryder Scott Company，L.P.(“RSC”)編制，截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度。RSC是位於德克薩斯州休斯頓的獨立石油工程師。中國石油天然氣集團公司已編制了本文提出的儲量估算，並符合石油工程師協會頒佈的《石油和天然氣儲量信息估計與審計準則》中關於資質、獨立性、客觀性和保密性的要求。我們擁有一支由石油工程師和地學專業人員組成的內部員工，他們與我們的獨立儲備工程師密切合作，以確保向獨立儲備工程師提供的數據的完整性、準確性和及時性，用於他們的儲量估計過程。
119
目錄表
已探明儲量和未開發儲量淨值
下表彙總了科斯莫斯公司在加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞、塞內加爾和美國墨西哥灣的已探明和未開發的石油和天然氣淨儲量。
 加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣總油量加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣總天然氣Kosmos Total
 
石油、凝析油、天然氣(MMBbls)(4)
天然氣(Bcf)(Mmboe)
2020年12月31日已探明和未開發淨儲量(1)
68 24 — 34 127 31 11 — 27 69 139 
擴展和發現
— — — — — — — — — — — 
生產(10)(4)— (6)(20)— — — (5)(5)(21)
修訂概算(2)
10 4 8 4 26 10 — 590 5 605 127 
原地礦產採購量(3)
52 — — — 52 27 — — — 27 57 
2021年12月31日已探明和未開發淨儲量(1)
120 24 8 32 185 68 11 590 27 695 301 
擴展和發現— — — 3 3 — — 28 1 29 8 
生產(13)(4)— (6)(23)— — — (4)(4)(24)
修訂概算(2)7 4 (1)(2)7 (5)5 (1)— — 7 
就地購買礦產
— — — 1 1 — — — — — 1 
就地礦產銷售(14)— — (14)(14)— — — (14)(16)
2022年12月31日已探明和未開發淨儲量(1)
99 25 7 27 158 49 16 618 24 707 276 
擴展和發現3 — — — 3 5 — — — 5 4 
生產(13)(3)— (5)(21)(10)(1)— (4)(15)(24)
修訂概算(2)4 2 — (1)5 91 1 10 (2)100 22 
就地購買礦物— — — — — — — — — — — 
就地礦產銷售— — — — — — — — — — — 
2023年12月31日已探明和未開發淨儲量(一)
93 24 7 21 145 135 16 628 18 797 278 
探明已開發儲量(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 
已探明未開發儲量(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
目錄表
(1)已探明儲量和已探明未開發儲量之和不得因四捨五入而相加到已探明儲量和未開發儲量淨值上。
(2)2023年估計數的修訂涉及：
•在加納，Jubilee的淨產量為14.3MMBbl和125.1 Bcf，這主要是由於油田表現良好、增加了天然氣銷售確認和積極的鑽探結果，但被Jubilee淨產量11.2MMBbl和9.7Bcf所抵消。Ten的負修正為7.8MMBbl和28.4Bcf，主要原因是夥伴關係對Ten油田的開發工作範圍發生了變化，油井業績以及Ten淨產量為1.3MMBbl。整體而言，截至2023年12月31日止年度，Jubilee的儲量增加3.1MMBbl及115.3 bcf，而TEN的儲量減少9.1MMBbl及28.4bcf。我們注意到，商品價格的下降並未導致訂正估計數。
•在赤道幾內亞，與商品價格相關的儲量在Ceiba減少了0.3 MMBbl和0.6 Bcf，在Okume減少了0.2 MMBbl和0.3 Bcf，在Ceiba和Okume的淨產量分別減少了0.9 MMBbl和0.5 Bcf和2.3 MMBbl和0.9 Bcf。生產性能和上部結構優化使木棉增產1.5MMBbl和1.6Bcf，奧庫姆增產1.6MMBbl和0.3bcf。將其中一口井從奧庫姆的開發計劃中移除，導致儲量減少0.3MMBbl。總體而言，赤道幾內亞的儲備減少了1.0MMBbl和0.4Bcf。
•在毛裏塔尼亞和塞內加爾，由於優化了大Tortue Ahmeyim第一階段項目的時間安排，我們對9.7Bcf進行了積極的修訂。基於納入試井結果，我們還對凝析油進行了0.4MMBbl的負修正。我們注意到，商品價格的下降並未導致訂正估計數。
•在美國墨西哥灣，我們的儲量修正為負1.8MMBbl和2.1Bcf，原因是Tornado的含水率增加，Odd Job的生產表現和Marmalard新油井的結果，以及大宗商品價格影響0.1MMBbl和0.1Bcf，以及4.9MMBbl和4.0Bcf的淨產量。總體而言，在截至2023年12月31日的一年中，美國墨西哥灣的儲量減少了6.8MMBbl和6.2Bcf。
2022年估計數的修訂涉及：
•在加納，由於2022年3月在Jubilee和10個油田達成Tullow優先購買權交易，我們對14.3MMBbl的石油和14.2bcf的天然氣進行了負修訂。除Jubilee淨產量11.3 MMBbl外，由於鑽探結果和現場表現良好，Jubilee的正修訂為11.0 MMBbl，而由於剩餘油田壽命的變化，修訂為負3.0 Bcf。由於最近的油井狀況和更新的油藏模型預測，TEN的淨產量為2.0MMBbl，此外，TEN的淨產量修正為6.1MMBbl和9.6Bcf。在加納，商品價格的上漲導致2.2MMBbl和7.1Bcf的積極修正。截至2022年12月31日止年度的整體儲備減幅分別為6.6MMBbl及2.8bcf及13.9MMBbl及16.7bcf。
•在赤道幾內亞，基於Ceiba的生產業績和頂部優化，我們對0.9MMBbl的石油進行了積極的修訂，但被3.7MMBbl的淨產量所抵消。隨着Ceiba許可證從2029年延長到2040年和Okume許可證從2034年延長到2040年，大宗商品價格上漲，導致3.2MMBbl和5.2Bcf的積極修正。總體而言，赤道幾內亞的儲量增加了0.4MMBbl和5.2Bcf。
•在毛裏塔尼亞/塞內加爾，由於鑽探生產井而擴大了油田面積，因此增加了28.1 Bcf。根據最新的產量估計，我們還對凝析油儲量進行了0.7MMBbl的負修正。我們注意到，初級商品價格的上漲並未導致訂正估計數。
•在美國墨西哥灣，我們有2.1 MMBbl的負修正和0.3 Bcf的正修正，這是基於最近在Odd Job和Tornado取得的水突破，Kodiak的生產業績，此外還有5.7 MMBbl和4.0 Bcf的淨產量。臨冬城的發現增加了2.9MMBbl和1.0Bcf的天然氣。購買科迪亞克油田的額外權益導致0.8MMBbl的積極修正。我們注意到美國墨西哥灣大宗商品價格的變化並不是實質性的。美國墨西哥灣的總儲備減少了4.1MMBbl和2.7Bcf。
2021年估計數的修訂涉及：
•在加納，我們對與整體油田表現相關的估計(主要與Jubilee油田有關)進行了5.5MMBbl的積極修訂，包括我們已探明的未開發油井位置和優化的未來油井位置的積極鑽探結果。與更新的儲集層模型預測相關，我們在十個油田的估計中有8.0Bcf的正修訂。大宗商品價格的上漲導致對4.1MMBbl石油儲量和1.7Bcf天然氣儲量的估計進行了積極修訂。
121
目錄表
•在赤道幾內亞，由於整體油田表現和積極的鑽探結果，我們對估計進行了3.0MMBbl的積極修訂，由於大宗商品價格的上漲，我們對估計進行了0.7MMBbl的積極修訂。我們注意到赤道幾內亞天然氣儲量的變化不大。
•在毛裏塔尼亞/塞內加爾，由於項目進展和商品價格改善，與大託爾圖項目第一階段的經濟狀況有關的已探明未開發儲量估計數有8.2MMBbl和590.0 Bcf的正修訂。
•在美國墨西哥灣，由於我們投資組合中某些油田的強勁表現，我們對天然氣儲量進行了積極的修正，分別為0.6MMBbl和3.2Bcf。大宗商品價格的上漲導致分別向上修正了3.0 MMBbl和1.3 Bcf。
(3)2021年的就地礦產購買與我們收購Jubilee油田和加納近海10個油田的額外權益有關，從而使已探明石油儲量分別增加38.7MMBbl和12.8MMBbl，總已探明天然氣儲量增加7.2Bcf和20.1Bcf。
(4)天然氣液體探明儲量在我國總探明儲量中只佔很小的一部分。因此，我們有彙總的天然氣液體和原油/凝析油儲量信息。
(5)2023年已探明未開發儲量變化與：
•在加納，我們於年內通過在Greater Jubilee鑽探五口油井，將21.5 Mbbl已探明未開發儲量轉換為已探明已開發儲量，成本約為9,800萬美元，以及約9,130萬美元的海底成本。此外，我們在鑽井成本上花費了4050萬美元，預計2024年將報告為轉換後的已探明未開發儲量。截至2023年12月31日止年度的積極鑽探結果令已探明未開發儲量增加0.6Mbbl及0.4Bcf。在Jubilee，確認天然氣銷售導致已探明未開發儲量增加56.0Bcf，並基於現有油井狀況改善對未來井預測進行積極修訂，導致已探明未開發儲量增加16.7MBbbl。該夥伴關係開發工作範圍和十口規劃井預測的變化導致已探明未開發儲量減少4.9Mbbl和8.7Bcf。
•在赤道幾內亞，在截至2023年12月31日的年度內，由於從Okume鑽井計劃中移除了一口計劃中的油井，我們的已探明開發儲量減少了0.3Mbbl。
•在毛裏塔尼亞/塞內加爾，由於優化了Greater Tortue Ahmeyim一期項目的時間安排，我們已探明的未開發儲量增加了9.7bcf。根據鑽井的測試結果，我們還對0.4Mbbl的凝析油進行了負修正。我們花費了大約2.598億美元來推進Greater Tortue第一階段的開發，並計劃在2024年第三季度為該項目提供第一批天然氣。
•在美國墨西哥灣，我們已探明的未開發儲量減少了0.9Mbbl和0.9Bcf。我們通過鑽探Marmalard的一口油井轉換了0.6Mbbl和0.8Bcf，成本為1650萬美元，此外，由於幾個油田的採收率略有變化，我們還對0.2Mbbl和0.1Bcf進行了負修正。此外，我們花費了大約4900萬美元安裝Odd Job潛水泵，並花費了大約6750萬美元用於開發臨冬城油田。
2022年已探明未開發儲量變化與：
•於加納，我們於年內通過鑽探三口油井，將已探明未開發儲量的4.6MMBbl石油轉換為已探明已開發儲量，成本約為7,510萬美元。於十年內，我們以約1,360萬元鑽探一口井，將已探明未開發儲量的5.1MMBbl及4.1Bcf天然氣轉化為已探明已開發儲量。我們於2022年與原地礦產銷售有關的已探明未開發儲量於禧年減少4.3MMBbl，十年減少3.0MMBbl及3.3Bcf。由於未來鑽探的優化，Jubilee油田的已探明未開發儲量增加了4.0MMBbl。由於更新了開發計劃，十個油田的已探明未開發儲量增加了1.4MMBbl和4.1Bcf。總探明未開發儲量在禧年減少5.0MMBbl，在十年減少6.7MMBbl和3.3Bcf。
•在赤道幾內亞，截至2022年12月31日的一年內，赤道幾內亞已探明的未開發儲量沒有實質性變化。
•在毛裏塔尼亞/塞內加爾，我們已探明的未開發儲量增加了28.1bcf，這是因為鑽探生產井導致油田擴大。根據最新的產量估計，我們還對凝析油儲量進行了0.7MMBbl的負修正。
•在美國墨西哥灣，根據Odd Job、Marmalard和Big Bend油田的最新開發計劃，我們已探明的未開發儲量增加了1.0MMBbl和1.8Bcf。我們在科迪亞克鑽了一口井，將1.6MMBbl和2.2Bcf從已探明的未開發轉化為1.6MMBbl和2.2Bcf，成本為1360萬美元。臨冬城的發現增加了已探明未開發儲量的2.9MMBbl和1.0Bcf。我們增加了0.2 MMBbl已探明的未開發
122
目錄表
與我們2022年在科迪亞克油田原地購買礦物有關的儲量。美國墨西哥灣已探明的未開發總儲量增加了2.4MMBbl和0.6Bcf。
2021年已探明未開發儲量變化與：
•在加納，Jubilee的已探明未開發儲量增加了17.8MMBbl，這與未來鑽探的優化有關。與2021年的原地礦產購買相關，我們增加了28.5MMBbl和4.7Bcf的已探明未開發儲量。年內，我們以3,410萬元鑽井三口，將已探明未開發儲量20.7MMBbl轉為已探明已開發儲量。
•在赤道幾內亞，在截至2021年12月31日的一年中，赤道幾內亞增加了2.9MMBbl的PUD，這與赤道幾內亞增加一口未來發展井和優化未來發展計劃有關。年內，我們通過鑽探兩口油井和更換某些海底基礎設施，將1.8MMBbl已探明的未開發儲量轉化為已探明的已開發儲量，成本為3560萬美元。
•在美國墨西哥灣，我們已探明的未開發儲量增加了3.5MMBbl石油儲量和6.3Bcf天然氣儲量，這與增加一口未來開發井和優化未來開發計劃有關。我們通過鑽探Tornado的一口井，將1.8MMBbl和1.8Bcf的已探明未開發儲量轉化為已探明已開發儲量，成本為1,900萬美元。
淨探明儲量是根據2023年1月至12月期間各自的基準價格，利用每月第一天石油價格的12個月未加權算術平均值計算得出的。平均價格根據原油裝卸、運輸費、質量和地區價差進行了調整。
已探明油氣儲量由S-X規則第4.10(A)條定義為，通過對地球科學和工程數據的分析，在當前經濟條件、運營方法和政府法規下，可以合理確定地估計可商業開採的油氣儲量。在估計已探明儲量、預測未來生產率和開發支出時間方面存在固有的不確定性。
與石油和天然氣活動相關的資本化成本
下表列出了與石油和天然氣活動有關的資本化總成本：
加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣其他Kosmos Total
 (單位：百萬美元)
截至2023年12月31日
   
未證明的性質$— $92 $125 $192 $14 $423 
已證明的性質3,769 588 1,663 1,580 $— 7,600 
 3,769 680 1,788 1,772 14 8,023 
累計耗竭(2,733)(256)— (880)— (3,869)
淨資本化成本$1,036 $424 $1,788 $892 $14 $4,154 
截至2022年12月31日
   
未證明的性質$— $85 $114 $130 $13 $342 
已證明的性質3,705 526 1,282 1,440 — 6,953 
 3,705 611 1,396 1,570 13 7,295 
累計耗竭(2,502)(214)— (741)— (3,457)
淨資本化成本$1,203 $397 $1,396 $829 $13 $3,838 


123
目錄表
石油和天然氣活動中發生的成本
下表反映了本年度石油和天然氣資產收購、勘探和開發活動產生的資本化和已支出總成本。
加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣其他(1)Kosmos Total
 (單位：百萬美元)
截至2023年12月31日的年度
物業收購：   
未經證實$— $1 $— $2 $— $3 
證明瞭— — — — — — 
探索1 10 3 67 6 87 
發展287 68 404 146 — 905 
已發生的總成本$288 $79 $407 $215 $6 $995 
截至2022年12月31日的年度
物業收購：    
未經證實$— $2 $— $19 $— $21 
證明瞭— 7 — 27 — 34 
探索15 9 74 31 5 134 
（5）第1003章：一個人的世界（三）226 37 486 17 — 766 
已發生的總成本$241 $55 $560 $94 $5 $955 
截至二零二一年十二月三十一日止年度
    
物業收購：    
未經證實$— $1 $— $(2)$(1)$(2)
第1002章證明（二）718 1 — — — 719 
探索— 8 16 60 6 90 
開發（4）112 79 333 46 — 570 
已發生的總成本$830 $89 $349 $104 $5 $1,377 
______________________________________
(1)包括非洲(不包括加納、赤道幾內亞、毛裏塔尼亞和塞內加爾)、歐洲和南美洲。
(2)包括7.182億美元的石油和天然氣財產，這些財產是在“附註3--收購和剝離”中討論的收購加納其他權益時收購的可確認資產的估計公允價值和承擔的負債的購買價格分配而獲得的。
(3)包括132.4,000,000美元的資本化石油和天然氣資產，以我們在毛裏塔尼亞和塞內加爾的BP運營商的長期應收賬款為抵押，在“附註4--聯合利息賬單和長期應收賬款”中討論。
(4)包括6,780萬美元的資本化石油和天然氣資產，以我們在毛裏塔尼亞和塞內加爾的BP運營商的長期應收賬款為抵押，在“附註4--聯合利息賬單和長期應收賬款”中討論。
(5)不包括2022年5月赤道幾內亞G區塊許可證延期導致資本化資產報廢成本減少6620萬美元。




124
目錄表
未來淨現金流量貼現的標準化計量
下表提供了基於2023年1月至12月期間布倫特原油每月第一天油價的12個月未加權算術平均值的預測未來現金流量淨額。平均價格根據原油裝卸、運輸費、質量和地區價差進行了調整。
由於計算中使用的價格是當年的平均價格，因此根據市場情況，標準化衡量標準可能會因年而異。
這一預測不應被解釋為代表科斯莫斯的當前價值。未來可能會對已探明儲量的估計進行重大修訂；儲量的開發和生產可能不會在假設的期間發生；實際實現的價格預計與使用的價格有很大差異；實際成本可能不同。Kosmos的投資和經營決策不是基於提供的信息，而是基於廣泛的儲量估計，包括可能的和已探明的儲量，以及各種不同的價格和成本假設。
標準化措施的目的是提供一種比比較原始探明儲量數量更好的方法來比較Kosmos在特定時間的已探明儲量與其他石油生產公司的已探明儲量的價值。
 加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣總計
 (單位：百萬美元)
2023年12月31日
 
未來現金流入$8,200 $1,928 $5,363 $1,538 $17,029 
未來生產成本(1,586)(869)(2,725)(297)(5,477)
未來開發和廢棄成本(1,176)(561)(679)(376)(2,792)
未來税費支出(1,780)(284)(6)(47)(2,117)
未來淨現金流3,658 214 1,953 818 6,643 
估計現金流量的時間，每年有10%的折扣(885)138 (1,172)(104)(2,023)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$2,773 $352 $781 $714 $4,620 
2022年12月31日
  
未來現金流入$10,076 $2,507 $6,419 $2,532 $21,534 
未來生產成本(1,586)(877)(2,696)(359)(5,518)
未來開發和廢棄成本(1,395)(610)(753)(489)(3,247)
未來税費支出(2,399)(465)(340)(190)(3,394)
未來淨現金流4,696 555 2,630 1,494 9,375 
估計現金流量的時間，每年有10%的折扣(1,394)43 (1,498)(365)(3,214)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$3,302 $598 $1,132 $1,129 $6,161 
2021年12月31日
 
未來現金流入$8,308 $1,661 $4,314 $1,981 $16,264 
未來生產成本(2,079)(621)(2,853)(334)(5,887)
未來開發和廢棄成本(1,640)(478)(822)(284)(3,224)
未來税費支出(1,546)(307)(43)(117)(2,013)
未來淨現金流3,043 255 596 1,246 5,140 
估計現金流量的時間，每年有10%的折扣(983)37 (671)(262)(1,879)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$2,060 $292 $(75)$984 $3,261 

125
目錄表
折現現金流量標準化計量的變化
 加納赤道幾內亞毛裏塔尼亞/塞內加爾美國墨西哥灣總計
 (單位：百萬美元)
2020年12月31日餘額
$364 $27 $— $573 $964 
就地購買礦物981 — — — 981 
2021年銷售和轉讓
(493)(167)— (325)(985)
擴展和發現— — — — — 
價格和成本的淨變動1,232 479 (75)602 2,238 
以前估計的這一期間發生的開發費用
91 73 — 42 206 
開發費用的淨變化(187)(124)— (38)(349)
對先前數量估計數的修訂367 128 — 153 648 
税費淨變動(421)(146)— (74)(641)
折扣的增加53 12 — 58 123 
時間和其他方面的變化73 10 — (7)76 
2021年12月31日的餘額
$2,060 $292 $(75)$984 $3,261 
就地購買礦物— — — 47 47 
礦產品銷售到位(243)— — — (243)
2022年銷售和轉讓
(1,144)(256)— (442)(1,842)
擴展和發現— — 171 46 217 
價格和成本的淨變動2,340 422 868 673 4,303 
以前估計的這一期間發生的開發費用
207 28 387 59 681 
開發費用的淨變化(119)(8)(150)(94)(371)
對先前數量估計數的修訂645 192 (9)(117)711 
税費淨變動(882)(143)(77)(87)(1,189)
折扣的增加271 52 — 106 429 
時間和其他方面的變化167 19 17 (46)157 
2022年12月31日的餘額
$3,302 $598 $1,132 $1,129 $6,161 
就地購買礦物— — — — — 
礦產品銷售到位— — — — — 
2023年銷售和轉讓
(866)(153)— (271)(1,290)
擴展和發現248 — — — 248 
價格和成本的淨變動(1,582)(379)(444)(464)(2,869)
以前估計的這一期間發生的開發費用277 62 260 138 737 
開發費用的淨變化(25)(19)(178)(44)(266)
對先前數量估計數的修訂734 74 10 (112)706 
税費淨變動179 77 95 142 493 
折扣的增加504 93 — 130 727 
時間和其他方面的變化2 (1)(94)66 (27)
2023年12月31日餘額
$2,773 $352 $781 $714 $4,620 
______________________________________

126
目錄表
第9項：與會計人員在會計和財務披露方面的變更和分歧
沒有。
項目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的評估
截至本報告所述期間結束時，在公司管理層(包括首席執行官和首席財務官)的監督和參與下，對公司的披露控制和程序(定義見1934年《證券交易法》(下稱《交易法》)第13a-15(E)條)的設計和運作的有效性進行了評估。本次評估考慮了在我們的披露委員會的指導下開展的各種程序，以努力確保我們根據交易所法案提交或提交的美國證券交易委員會報告中要求披露的信息準確、完整和及時。然而，一個控制系統，無論構思和運作如何完善，都只能提供合理的保證，而不是絕對的保證，以確保達到控制系統的目標。控制系統的設計必須反映這樣一個事實，即存在資源限制，並且必須考慮控制的好處相對於其成本。因此，任何對控制的評估都不能絕對保證我們公司內的所有控制問題和舞弊行為(如果有的話)都已被發現。基於這一評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，公司的披露控制和程序截至2023年12月31日是有效的，以確保公司根據交易所法案提交或提交的報告中要求披露的信息在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內得到記錄、處理、彙總和報告，包括積累這些信息並傳達給公司管理層，包括首席執行官和首席財務官，以便及時做出有關必要披露的決定。
財務報告內部控制變化的評價

我們對財務報告的內部控制在我們最近一個財政季度內沒有發生重大影響或合理地可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響的變化。
管理層財務報告內部控制年度報告
我們的管理層負責建立和維護對財務報告的充分內部控制。我們的內部控制旨在根據美國公認會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。所有內部控制系統都有固有的侷限性，包括人為錯誤的可能性以及規避或超越控制的可能性。內部控制系統的設計在一定程度上也是基於管理層的假設和判斷。因此，即使是一個有效的內部控制制度，也只能為財務報表的公平列報和編制程序提供合理的保證。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測可能會因為條件的變化而使內部控制變得不充分，或者對政策或程序的遵守程度可能會惡化。
在包括我們的首席執行官和首席財務官在內的管理層的監督和參與下，我們根據特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013)》框架，評估了截至本報告期末我們對財務報告的內部控制的有效性。基於評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，我們對財務報告的內部控制是有效的，可以為我們的財務報告的可靠性提供合理的保證，並根據美國公認會計原則為外部目的編制我們的財務報表。
獨立註冊會計師事務所安永會計師事務所審計了我們在本年度報告10-K表中包含的合併財務報表，該會計師事務所發佈了一份截至2023年12月31日財務報告內部控制有效性的證明報告，該報告包含在第8項.財務報表和補充數據中。
第9B項：其他資料
根據1934年《證券交易法》第13(R)節規定的披露

不適用。
127
目錄表
其他

沒有。
    
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露

不適用。
第三部分
項目10.董事、高管和公司治理
本項目所需信息以2024年委託書為參考併入本文，委託書將於2023年12月31日後120天內提交美國證券交易委員會。
第11項：高管薪酬
本項目所需信息以2024年委託書為參考併入本文，委託書將於2023年12月31日後120天內提交美國證券交易委員會。
第12項：某些實益所有人和管理層的擔保所有權及相關股東事項
本項目所需信息以2024年委託書為參考併入本文，委託書將於2023年12月31日後120天內提交美國證券交易委員會。
第13項：建立某些關係和關聯交易，以及董事獨立性
本項目所需信息以2024年委託書為參考併入本文，委託書將於2023年12月31日後120天內提交美國證券交易委員會。
項目14. 主要會計費用和服務
本項目所需信息以2024年委託書為參考併入本文，委託書將於2023年12月31日後120天內提交美國證券交易委員會。
第四部分
項目15.所有展品、財務報表附表
(a)以下文件作為本報告的一部分提交：
(1)財務報表
作為10-K表格年度報告的一部分提交的財務報表列在第8項合併財務報表的隨附索引中。財務報表和補充數據。
(2)財務報表明細表
附表一-簡明母公司財務報表
根據規管二零二三年、二零二二年及二零二一年KokenenergyLtd.附屬公司（統稱“KEL”，“母公司”）債務的協議條款，該等附屬公司可能被限制向KEL支付股息、貸款或墊款。第S-X條第5 - 04條附表一要求，當合並子公司的限制性淨資產超過最近完成的財政年度末合併淨資產的25%時，母公司的簡明財務信息必須提交。
KEL的以下簡明母公司財務報表是根據規則12 - 04，規則S-X附表I編制的，幷包括在此。母公司在其子公司的100%投資已在隨附的簡明母公司財務報表中使用權益會計基礎記錄。本簡明財務報表應與KoboenergyLtd.及其附屬公司的綜合財務報表及其附註一併閲讀。
128
目錄表
除非上下文另有説明，否則術語“Koboya”、“公司”和類似術語是指Koboya Energy Ltd.及其全資子公司。若干過往期間之金額已重新分類，以符合本年度之呈列方式。此類重新分類對我們報告的淨收入、流動資產、總資產、流動負債、總負債或股東權益沒有影響。
129
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
簡明的公司資產負債表
(單位：千，共享數據除外)
 十二月三十一日，
 20232022
資產  
流動資產：  
現金和現金等價物$275 $2,286 
應收衍生工具-關聯方— 413 
預付費用和其他752 1,051 
流動資產總額1,027 3,750 
於附屬公司之權益投資2,683,656 2,403,785 
遞延融資成本，扣除累計攤銷淨額#美元15,583及$13,263分別於2023年12月31日和2022年12月31日
2,320 4,640 
受限現金305 305 
長期遞延税項資產12,050 461 
總資產$2,699,358 $2,412,941 
負債和股東權益 
流動負債： 
應付帳款$12 $14 
應付給子公司的賬款152,679 114,312 
應計負債27,650 27,500 
流動負債總額180,341 141,826 
長期債務，淨額1,486,680 1,483,267 
股東權益：
優先股，$0.01票面價值；200,000,000授權股份；零發佈日期：2023年12月31日和2022年12月31日
— — 
普通股，$0.01票面價值；2,000,000,000授權股份；504,392,980和500,161,421分別於2023年12月31日和2022年12月31日發佈
5,044 5,002 
額外實收資本2,536,621 2,505,694 
累計赤字(1,272,321)(1,485,841)
國庫股，按成本價計算，44,263,269股票分別為2023年12月31日和2022年12月31日
(237,007)(237,007)
股東權益總額1,032,337 787,848 
總負債和股東權益$2,699,358 $2,412,941 

130
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
母公司簡明營業報表
(單位：千)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
收入和其他收入：   
石油和天然氣收入$— $— $— 
其他與收入有關的人士— 75,740 20,307 
總收入和其他收入— 75,740 20,307 
成本和支出：   
一般和行政52,279 44,180 38,810 
與一般和行政追償有關的當事人(6,048)(3,772)79 
利息和其他融資成本，淨額122,773 123,247 98,649 
利息和其他融資成本，淨關聯方— — (2,446)
衍生工具，淨額— 75,740 20,307 
其他費用，淨額131 17 (61)
子公司虧損權益(收益)(370,729)(415,546)(57,195)
總成本和費用(201,594)(176,134)98,143 
所得税前收入(虧損)201,594 251,874 (77,836)
所得税支出(福利)(11,926)25,323 — 
淨收益(虧損)$213,520 $226,551 $(77,836)

131
目錄表
KOSMOS ENERGY LTD.
母公司簡明現金流量表
(單位：千)
 截至十二月三十一日止的年度，
 202320222021
經營管理活動   
淨收益(虧損)$213,520 $226,551 $(77,836)
將淨收益(虧損)與經營活動提供(用於)的現金淨額進行調整：
 
子公司虧損權益(收益)(370,729)(415,546)(57,195)
基於股權的薪酬42,693 34,546 31,651 
折舊及攤銷6,588 6,359 5,638 
遞延所得税(11,589)18,034 — 
其他與收入有關的人士413 (4,353)6,582 
衍生工具公允價值變動— 75,741 20,307 
衍生工具的現金結算— (70,327)(28,363)
債務清償損失— 192 4,403 
資產和負債變動情況：
應收款減少87 306 134 
預付費用和其他支出（增加）減少額299 (94)(49)
應付/應收關聯方減少額37,765 33,214 218,008 
應付賬款和應計負債增加(減少)60 (4,159)18,003 
經營活動提供(用於)的現金淨額(80,893)(99,536)141,283 
投資活動 
對子公司的投資90,858 104,676 (1,001,494)
投資活動提供(用於)的現金淨額90,858 104,676 (1,001,494)
融資活動 
長期債務項下借款— — 100,000 
償還長期債務— — (200,000)
發行優先票據所得款項淨額— — 839,375 
發行普通股的淨收益— — 136,006 
分紅(166)(655)(512)
其他融資成本
(11,810)(8,892)(9,131)
融資活動提供(用於)的現金淨額(11,976)(9,547)865,738 
現金及現金等價物淨增(減)(2,011)(4,407)5,527 
期初現金、現金等價物和限制性現金2,591 6,998 1,471 
期末現金、現金等價物和限制性現金$580 $2,591 $6,998 

132
目錄表
附表II
科斯莫斯能源有限公司。
估值及合資格賬目
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
加法
描述餘額1月1日，計入成本和費用記入其他賬户準備金扣減餘額12月31日
2023
信貸損失準備$7,011 $2,842 $(6)$— $9,847 
遞延税項資產準備$312,727 $20,924 $— $— $333,651 
2022
信貸損失準備$5,189 $2,509 $(687)$— $7,011 
遞延税項資產準備$318,343 $(5,616)$— $— $312,727 
2021
信貸損失準備$5,675 $1,019 $(1,505)$— $5,189 
遞延税項資產準備$288,288 $30,055 $— $— $318,343 
附表一和附表二以外的其他附表已被省略，因為它們不適用，或者所需資料已在合併財務報表或合併財務報表附註中列報。
(3)10件展品
參見第139頁的“展品索引”，瞭解作為本報告一部分提交的展品的描述。
項目16. 表格10-K摘要
無
133
目錄表


簽名
根據1934年《證券法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式安排由正式授權的以下籤署人代表其簽署本報告。
 KOSMOS ENERGY LTD.
   
日期：2024年2月26日發信人：/S/尼爾·D·沙阿
尼爾·D·沙阿
高級副總裁和首席財務官
根據1934年《證券交易法》的要求，本報告已由以下注冊人以登記人的身份在指定日期簽署。
簽名標題日期
   
/s/ ANDREW G.英格利斯董事會主席兼首席執行官(首席執行官)2024年2月26日
Andrew G.英格利斯
   
/S/尼爾·D·沙阿高級副總裁和首席財務官(首席財務官)2024年2月26日
尼爾·D·沙阿
   
/s/ RONALD W.玻璃總裁副主任、首席會計官(首席會計官)2024年2月26日
Ronald W.玻璃
   
/s/ ROY A.富蘭克林董事2024年2月26日
羅伊·A富蘭克林
   
DEANNA L.古德温董事2024年2月26日
迪安娜·L·古德温
   
/S/阿德巴約·O·奧貢萊西董事2024年2月26日
阿德巴約·O·奧甘萊西
   
/S/史蒂文·M·斯特林董事2024年2月26日
史蒂文·M·斯特林
/S/瑪麗亞·M·漢森
董事2024年2月26日
瑪麗亞·M·漢森
/S/約翰·格蘭特爵士
董事2024年2月26日
約翰·格蘭特爵士
/S/J.Mike斯迪斯
董事2024年2月26日
J·Mike斯泰茲

134
目錄表
展品索引
展品
數		文件説明
 管理文件
3.1 
公司註冊證書(於2018年12月28日提交，作為公司表格附件8-K12G-3(文件號：00000-56014)，並通過引用併入本文)。
3.2 
修訂和重新制定公司章程(於2022年3月15日提交的公司8-K表格附件3.1(文件編號：0001-35167)，並通過引用併入本文)。
4.1 
普通股證書格式(作為公司2018年12月28日提交的表格8-K12G-3的附件4.1(文件號：8000-56014)，通過引用併入本文)。
4.2 
公司股本説明(作為截至2019年12月31日的公司年度報告10-K表的附件4.2存檔，並通過引用併入本文。)
 經營協議
以下列出的某些協議是根據公司自願遵守國際透明度標準提交的，不是S-K法規第601(B)(10)項中使用的實質性合同。
 加納
10.1 
GNPC、Kosmos加納及E.O.集團於二零零四年七月二十二日就加納西開普省三點區塊訂立的石油協議(作為本公司於2011年3月3日提交的S-1/A表格註冊説明書附件10.1(檔案號：333-171700)，併入本文作為參考)。
10.2 
科斯莫斯加納與E.O.集團於二零零四年七月至二十七日就加納西開普省三點區塊訂立的聯合經營協議(作為本公司於2011年3月3日提交的S-1/A表格註冊説明書附件10.2(檔案號：333-171700)，併入本文作為參考)。
10.3 
GNPC、Tullow加納、Sabre和Kosmos加納於2006年3月10日就深水塔諾合同區簽訂的石油協議(作為公司2011年3月3日提交的S-1/A表格註冊説明書附件10.3(文件編號：333-171700，併入本文作為參考))。
10.4 
Tullow加納公司、Sabre石油天然氣有限公司和Kosmos加納公司於2006年8月14日就加納近海深水塔諾合同區簽訂的聯合運營協議(作為公司於2011年3月3日提交的S-1/A表格註冊説明書第10.4號文件(文件編號：333-171700)提交，並通過引用併入本文)。
10.5 
GNPC、Tullow、Kosmos加納、Anadarko WCTP、Sabre和E.O.Group於2009年7月13日簽署的關於位於加納共和國近海的Jubilee油田單位的單位組建和單位經營協議(作為公司2011年3月3日提交的S-1/A表格註冊聲明的附件10.6提交(文件編號：333-171700，併入本文作為參考))。
10.6 
2010年12月18日，Kocolan Ghana、加納國家石油公司和加納共和國政府之間達成的和解協議（作為2011年4月14日提交的S-1/A表格（文件編號333 - 171700）上的公司註冊聲明的附件10.32提交，並通過引用併入本文）。
 聖多美和普林西比
10.7 
聖多美和普林西比民主共和國與Equator Exploration STP Block 5 Limited於2012年4月18日簽訂的關於聖多美海上5號區塊的產量分成合同（作為截至2016年3月31日的公司10-Q表季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入本文）。
10.8 
2014年11月24日，聖多美和普林西比民主共和國與赤道勘探公司STP Block 5 Limited於2012年4月18日簽訂的關於聖多美海上5號區塊的生產分成合同的第1號修正案（作為公司截至2016年3月31日的10-Q表季度報告的附件10.2提交，並以引用方式併入本文）。
10.9 
2015年9月15日，聖多美和普林西比民主共和國與赤道勘探公司STP Block 5 Limited於2012年4月18日簽訂的關於聖多美海上5號區塊的產品分成合同的第2號修正案（作為公司截至2016年3月31日的10-Q表季度報告的附件10.3提交，並以引用方式併入本文）。
10.10 
2016年2月19日，聖多美和普林西比民主共和國、Equator Exploration STP Block 5 Limited和聖多美和普林西比Koopal Energy於2012年4月18日簽訂的關於聖多美海上5號區塊的生產分成合同的第3號修正案（作為公司截至2016年3月31日的10-Q表季度報告的附件10.5提交，並以引用方式併入本文）。
 塞內加爾
135
目錄表
展品
數		文件説明
10.11 
2012年1月17日，塞內加爾共和國與Petro-Tim Limited和Societe des Petroles du Senegal簽訂的Cayar Offshore Profond油氣勘探和生產分成合同（作為截至2014年9月30日的公司10-Q表格季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入本文）。
10.12 
2012年1月17日，塞內加爾共和國與Petro-Tim Limited和Societe des Petroles du Senegal簽訂的聖路易斯近海油氣勘探和生產分成合同（作為截至2014年9月30日的公司10-Q表格季度報告的附件10.2提交，並通過引用併入本文）。
10.13
BP Indonesia Oil Terminal Investment Limited與Koprene Energy Senegal於2016年12月15日簽訂的關於Koprene BP Senegal Limited（前身為Normandy Ventures Limited）股份買賣的買賣協議（作為截至2016年12月31日的10-K表格公司年度報告的附件10.31提交，並通過引用併入本文）。
 毛裏塔尼亞
10.14 
毛裏塔尼亞伊斯蘭共和國與毛裏塔尼亞Kocolia能源公司（C8區塊）於2012年4月5日簽訂的勘探和生產合同（作為截至2013年9月30日的公司10-Q表格季度報告的附件10.17提交，並通過引用併入本文）。
10.15
毛裏塔尼亞伊斯蘭共和國與BP毛裏塔尼亞投資有限公司、毛裏塔尼亞Kobaly能源公司和Societe Mauritania Des Hydrocarbures（BirAllah）於2022年11月7日簽訂的勘探和生產合同（作為截至2022年12月31日的10-K表格公司年度報告的附件10.16提交，並通過引用併入本文）。
 赤道幾內亞
10.16
有關買賣Hess International Petroleum，Inc.股份之股份買賣協議。Hess Equatorial Guinea Investments Limited、Hess Corporation、Kopped Energy Equatorial Guinea、Kopped Energy Operating和Trident Energy E.G. Operations，Ltd.於2017年10月23日簽署的協議（作為附件10.43提交至截至2017年12月31日的公司10-K表格年度報告，並以引用方式併入本文）。
10.17
赤道幾內亞共和國與Triton赤道幾內亞公司關於赤道幾內亞共和國海上G區塊的產量分成合同。日期為1997年3月26日（作為公司截至2018年3月31日的10-Q表季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入本文）。
10.18
2000年1月1日，Triton赤道幾內亞公司、Energy Africa赤道幾內亞有限公司和赤道幾內亞共和國礦產和能源部代表的赤道幾內亞G海上區塊產量分享合同的第1號修正案(作為公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.2存檔，並通過引用併入本文)。
10.19
2005年12月15日，由礦業、工業和能源部代表的阿梅拉達·赫斯赤道幾內亞、Energy Africa赤道幾內亞有限公司和赤道幾內亞共和國之間關於赤道幾內亞G海上區塊的產量分享合同的第2號修正案(作為本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.3存檔，並通過引用併入本文)。
10.20
黑斯赤道幾內亞、Tullow赤道幾內亞有限公司和赤道幾內亞共和國礦產和碳氫化合物部代表的赤道幾內亞G海上區塊產量分享合同的第3號修正案，日期為2017年10月22日(作為本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.4存檔，並通過引用併入本文)。
10.21*
2019年2月1日，科斯莫斯-三叉戟赤道幾內亞公司、科斯莫斯赤道幾內亞公司、圖洛赤道幾內亞有限公司和赤道幾內亞共和國礦產和碳氫化合物部代表之間關於赤道幾內亞共和國G近海區塊的產量分享合同的第4號修正案。
10.22*
2022年5月5日，赤道幾內亞三叉戟公司、科斯莫斯赤道幾內亞公司、Panoro赤道幾內亞有限公司、幾內亞厄瓜多爾石油公司和赤道幾內亞共和國礦產和碳氫化合物部之間關於赤道幾內亞G近海區塊的產量分享合同的第5號修正案。
10.23
赤道幾內亞共和國、幾內亞厄瓜多爾de Petroleos和科斯莫斯能源赤道幾內亞於2017年10月10日簽訂的關於赤道幾內亞共和國近海EG-21區塊的產量分享合同(作為本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.5存檔，並通過引用併入本文)。
136
目錄表
展品
數		文件説明
10.24
赤道幾內亞共和國、幾內亞厄瓜多爾石油公司和科斯莫斯能源公司於2017年10月10日簽訂的赤道幾內亞共和國近海S區塊的產量分享合同(作為本公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.6存檔，併入本文作為參考)。
10.25
赤道幾內亞共和國、幾內亞厄瓜多爾de Petroleos和赤道幾內亞奧菲爾赤道幾內亞(EG-24)有限公司於2017年10月簽訂的關於赤道幾內亞近海EG-24區塊的產量分享合同(作為本公司截至2018年6月30日的10-Q表格季度報告的附件10.1存檔，並通過引用併入本文)。
10.26
赤道幾內亞共和國、幾內亞厄瓜多爾de Petroleos、Panoro EG勘探有限公司和科斯莫斯能源赤道幾內亞之間於2023年2月17日簽訂的關於赤道幾內亞近海EG-01區塊的產量分享合同(作為公司截至2023年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.1提交，通過引用併入本文)。
大Tortue Ahmeyim
10.27††
法國興業銀行有限公司、BP毛裏塔尼亞投資有限公司、Kosmos Energy Investments Limited、塞內加爾石油公司、BP塞內加爾投資有限公司、Kosmos Energy Investments Limited和BP Gas Marketing Limited於2020年2月11日簽署了一份長期銷售和購買液化天然氣的協議(作為公司截至2019年12月31日的年度報告10-K表格的附件10.46提交，並通過引用併入本文)。
 融資協議
10.28 
本公司於2019年4月4日發行日期為2019年4月4日的契約，擔保人姓名為：受託人、轉讓代理人、登記員及付款代理人為威爾明頓信託公司，盧森堡國際銀行為盧森堡上市代理人、轉讓代理人及付款代理人(包括票據形式)(於本公司於2019年4月4日提交的8-K表格(檔案號：0001-35167)中作為附件4.1存檔，併入本文作為參考)。
10.29
科斯莫斯能源金融國際公司、科斯莫斯能源運營公司、科斯莫斯能源國際公司、科斯莫斯能源發展公司、科斯莫斯能源加納公司、科斯莫斯能源公司、毛裏塔尼亞科斯莫斯能源公司、科斯莫斯能源赤道幾內亞公司、科斯莫斯能源投資塞內加爾有限公司、法國巴黎銀行和渣打銀行於2018年2月5日簽署的關於融資協議的修訂和重述契據(該協議作為公司截至2018年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.10提交，以供參考)。
10.30
修訂和重新簽署了日期為2018年8月6日的循環信貸融資協議，該協議由Kosmos Energy Ltd.作為原始借款人、其中列出的若干子公司作為擔保人、ING Bank N.V.作為融資代理、法國農業信貸銀行作為擔保和債權人間代理、以及其中列出的金融機構作為貸款人(作為本公司於2018年8月7日提交的當前8-K報表(文件編號001-35167)的附件1.1提交，並通過引用併入本文)。
10.31††
高級擔保定期貸款信貸協議，日期為2020年9月30日，由Koboenergy Ltd.，Kokenergy GoM Holdings，LLC、Kokenergy Gulf of Mexico Operations，LLC、其中指定的其他擔保人、其中指定的初始貸款人和CLMG CORP作為定期貸款抵押代理和行政代理（作為附件10.5提交至公司截至2020年9月30日的10-Q表格季度報告，並以引用方式併入本文）。
10.32
於二零二一年三月四日與本公司、其內列名的擔保人、受託人、付款代理、過户代理及登記處的全國協會Wilmington Trust及盧森堡上市代理、盧森堡付款代理及盧森堡過户代理的盧森堡國際銀行訂立的契約。(作為公司當前報告的附件4.1於2021年3月4日提交的Form 8-K(文件號001-35167)，通過引用併入本文)。
10.33
修訂和重新簽署的融資協議，由Kosmos Energy Finance International、Kosmos Energy Operating、Kosmos Energy International、Kosmos Energy Development、Kosmos Energy加納HC、Kosmos Energy赤道幾內亞、ABSA Bank Limited、法國農業信貸銀行企業和投資銀行、ING比利時SA/NV、Natixis、N.B.S.A Limited、法國興業銀行倫敦分行、南非標準銀行有限公司、馬恩島分行、渣打銀行及SMBC Bank International PLC簽訂(該協議作為公司截至2021年6月30日的季度10-Q表格的附件10.1提交，以供參考)。
10.34
科斯莫斯能源有限公司、其中指名的擔保人和作為受託人、付款代理、轉讓代理和登記員的全國協會威爾明頓信託公司簽訂的日期為2021年10月13日的契約(作為本公司於2021年10月13日提交的8-K表格(文件編號001-35167)的附件1.1存檔，並通過引用併入本文)。
10.35
科斯莫斯能源有限公司於2021年10月26日簽署的擔保人契約，受託人、付款代理、轉讓代理和登記員為全國協會威爾明頓信託公司，盧森堡上市代理、盧森堡付款代理和盧森堡轉讓代理的盧森堡國際銀行(作為本公司於2021年10月26日提交的8-K報表的附件4.1(文件編號001-35167)存檔，並通過引用併入本文)。
137
目錄表
展品
數		文件説明
10.36
科斯莫斯能源有限公司、其中指定的擔保人以及作為受託人、付款代理、轉讓代理和登記員的威爾明頓信託全國協會簽署的日期為2022年2月25日的補充契約(作為公司截至2021年12月31日的年度報告10-K表的附件10.56提交，並通過引用併入本文)。
10.37
一份日期為2022年3月31日的循環信貸融資協議，由Kosmos Energy Ltd.作為原始借款人，其若干附屬公司作為擔保人，ING Bank N.V.作為融資代理，法國農業信貸銀行作為擔保和債權人間代理，以及其中所列金融機構作為貸款人(作為本公司截至2022年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入本文)。
10.38
修訂和重新簽署的融資協議，修訂日期為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加納HC、Kosmos Energy赤道幾內亞、Kosmos赤道幾內亞公司、Kosmos International Petroleum，Inc.、ABSA Bank Limited、法國農業信貸銀行企業和投資銀行、荷蘭國際集團比利時公司/NV、Natixis、N.B.S.A.Limited、法國興業銀行倫敦分行、南非標準銀行有限公司、馬恩島分行、渣打銀行、和SMBC Bank International PLC(作為公司截至2022年12月31日的10-K表格年度報告的附件10.37提交，並通過引用併入本文)。
10.39
於2022年11月23日修訂的循環信貸融資協議，由Kosmos Energy Ltd.作為原始借款人，其若干附屬公司作為擔保人，南非標準銀行有限公司作為融資代理，法國農業信貸銀行作為擔保和債權人間代理，以及其中所列的金融機構作為貸款人(作為本公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格附件10.38提交，並通過引用併入本文)。
10.40
修訂和重新簽署的融資協議，修訂日期為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加納HC、Kosmos Energy赤道幾內亞、Kosmos Energy加納Investments、Kosmos Energy加納Holdings Limited、Kosmos赤道幾內亞公司、Kosmos International Petroleum，Inc.、ABSA Bank Limited、法國農業信貸銀行、荷蘭國際集團、Natixis、N.B.S.A Limited、法國興業銀行倫敦分行、南非標準銀行有限公司、馬恩島分行、渣打銀行、和SMBC Bank International PLC(作為公司截至2023年9月30日的Form 10-Q季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入Herin)。
 與股東和董事的協議
10.41 
董事賠償協議表(作為公司2011年4月14日提交的註冊説明書附件S-1/A(檔案號：333-171700，併入本文以供參考))。
10.42 
股東協議，日期為二零一一年五月十日，由Kosmos Energy有限公司及其其他簽署方簽署(作為本公司截至2012年12月31日止年度10-K表格的年報附件9.1存檔，並以引用方式併入本文)(“股東協議”)。
10.43 
經修訂及重訂的註冊權協議，日期為二零零九年十月七日，由Kosmos Energy Holdings及其其他簽署方簽訂(作為本公司截至2012年12月31日止年度報告10-K表格的附件10.32存檔，並在此併入作為參考)。
10.44 
科斯莫斯能源有限公司及其其他簽署方於二零一一年五月十日簽訂的註冊權協議(作為本公司截至二零一二年十二月三十一日止年度的10-K表格年報附件110.33存檔，並以參考方式併入本文)。
10.45 
日期為二零一三年二月八日的科斯莫斯能源有限公司及其其他簽署方之間的註冊權協議修正案第10.1號修正案(作為本公司截至2012年12月31日止年度的10-K表格年報附件10.34存檔，並以引用方式併入本文)。
 管理合同/補償計劃或安排
10.46†
長期激勵計劃(2011年5月16日提交的S-8表格(文件編號：333-174234)作為公司註冊説明書附件99.1提交，並通過引用併入本文)。
10.47†
長期激勵計劃(自2015年1月23日起修訂並重述)(作為公司2015年10月2日提交的S-8表格(文件編號333-207259)註冊説明書的附件99提交，並通過引用併入本文)。
10.48†
長期激勵計劃(截至2017年1月23日修訂和重述)(作為公司截至2016年12月31日的年度報告10-K表的附件10.64提交，並通過引用併入本文)。
10.49†
長期激勵計劃(截至2018年3月27日修訂並重述)(作為2018年11月15日提交的公司註冊説明書S-8表格(文件編號333-207259)的附件99提交，並通過引用併入本文)。
138
目錄表
展品
數		文件説明
10.50†
長期激勵計劃(截至2021年4月20日修訂並重述)(作為2021年6月9日提交的公司註冊説明書S-8號文件(文件編號333-256933)的附件99提交，並通過引用併入本文)。
10.51†
長期激勵計劃(截至2023年4月25日修訂並重述)(作為2023年6月9日提交的公司註冊説明書S-8號文件(文件編號333-272562)的附件99提交，並通過引用併入本文)。
10.52†
年度獎勵計劃(2011年3月30日提交的公司註冊説明書附件S-1/A(文件編號：333-171700)，通過引用併入本文)。
10.53†
限制性股票獎勵協議表格(服務歸屬)(作為公司截至2014年12月31日年度報告10-K表格的附件10.50存檔，並通過引用併入本文)。
10.54†
限制性股票獎勵協議表格(業績歸屬)(作為公司截至2014年12月31日年度報告10-K表格的附件10.51存檔，並通過引用併入本文)。
10.55†
RSU獎勵協議表(服務歸屬)(作為公司截至2014年12月31日的年度報告10-K表的附件10.52提交，並通過引用併入本文)。
10.56†
RSU獎勵協議表(業績歸屬)(作為公司截至2015年3月31日的季度報告10-Q表的附件10.13提交，並通過引用併入本文)。
10.57†
董事表格RSU獎勵協議(服務歸屬)(作為公司截至2014年12月31日年度報告10-K表格的附件10.54提交，並通過引用併入本文)。
10.58†
董事獎勵協議表格(可選股份)(作為本公司截至2021年12月31日年度報告10-K表格的附件10.73提交，並通過引用併入本文)。
10.59†
科斯莫斯能源有限責任公司和Jason Doughty於2011年9月1日發出的邀請函(作為公司截至2014年6月30日的季度報告10-Q表的附件10.1提交，並通過引用併入本文)。
10.60†
科斯莫斯能源有限責任公司和Christopher Ball之間的邀請函，日期為2013年5月22日(作為公司截至2014年6月30日的季度報告FORM 10-Q的附件110.2提交，並通過引用併入本文)。
10.61†
科斯莫斯能源有限責任公司和Andrew Inglis於2014年1月10日發出的要約信(作為公司截至2013年12月31日的年度報告10-K表的附件110.58提交，並通過引用併入本文)。
10.62†
Kocolate Energy Gulf of Mexico，LLC與Richard R. Clark於2018年8月3日提交（作為公司截至2019年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.3提交，並以引用方式併入本文）。
10.63†
KobaltEnergy Ltd.美國員工的控制離職政策變更（截至2022年1月19日修訂和重述）（作為附件10.81提交至公司截至2021年12月31日的10-K表格年度報告，並通過引用併入本文）。
10.64†
要約函，日期為2019年11月12日，KobaltEnergy，LLC和Ronald Glass（作為附件10.73提交至截至2019年12月31日的公司10-K表格年度報告，並以引用方式併入本文）。
10.65†
要約函，日期為2019年11月12日，Koomba Energy，LLC和Neal D. Shah（作為附件10.1提交至公司截至2020年6月30日的季度10-Q表格季度報告，並以引用方式併入本文）。
10.66†
Kooper-Energy遞延補償計劃（2017年2月1日生效）（作為附件10.2提交至公司截至2017年6月30日的10-Q表季度報告，並通過引用併入本文）。
深灣能源收購
10.67
DGE集團系列控股有限責任公司及其三個指定系列中的每一個系列，DGE集團系列控股有限責任公司系列I，DGE集團系列控股有限責任公司系列II，DGE集團系列控股有限責任公司系列III，以及Kocean Energy Gulf of Mexico，LLC之間的證券購買協議，日期為8月3日，2018年（作為2018年11月5日提交的公司10-Q表格季度報告（文件編號001-35167）的附件10.1提交，並通過引用併入本文）。
阿納達科WCTP收購
10.68
股份購買協議日期為2021年10月13日之間的Kobarn能源加納控股有限公司和阿納達科離岸控股公司，LLC（作為附件2.1提交給公司的當前報告的表格8-K提交2021年10月13日（文件編號001-35167），並通過引用併入本文）。
 其他展品
139
目錄表
展品
數		文件説明
10.69††
殼牌海上上游南非有限公司與南非Koppel能源有限公司於2020年9月8日簽訂的關於南非海上3013和3113區塊（北角超深）的資產銷售協議（作為截至2020年9月30日的10-Q表格季度報告的附件10.1提交，並通過引用併入本文）。
10.70††
股份買賣協議，涉及KE Namibia Company、KE STP Company和KE Suriname Company的股份買賣，日期為2020年9月8日，由Koprene Energy Operating、Koprene Energy Holdings和B. V. Dordtsche Petroleum Maatschappij簽署。（作為附件10.2提交至公司截至2020年9月30日的季度10-Q表格季度報告，並以引用方式併入本文）。
10.71††
投資組合協議，日期為2020年9月8日，由KobaltEnergy Operating和B. V. Dordtsche Petroleum Maatschappij（作為附件10.3提交給公司截至2020年9月30日的季度10-Q表格季度報告，並通過引用併入本文）。
10.72
母公司擔保協議，日期為2020年9月30日，由Koboenergy Ltd.和CLMG CORP.簽署，涉及Koboenergy Ltd.之間的高級擔保定期貸款信貸協議，日期為2020年9月30日，Kokenergy GoM Holdings，LLC、Kokenergy Gulf of Mexico Operations，LLC和CLMG CORP（作為截至2020年9月30日的10-Q表格季度報告的附件10.4提交，並以引用方式併入本文）。
14.1 
《商業行為和道德準則》（作為附件14.1提交至公司截至2011年12月31日的10-K表格年度報告，並通過引用併入本文）。
21.1*
子公司名單。
23.1*
Ernst & Young LLP的同意。
23.2*
萊德斯科特公司同意，L.P.
31.1*
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302節頒發首席執行官證書。
31.2*
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302節頒發首席財務官證書。
32.1**
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節頒發首席執行官證書。
32.2**
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節頒發首席財務官證書。
97.1†*
Kosmos Energy Ltd.財務重述補償補償政策(2023年10月2日生效).
99.1*
萊德斯科特公司報告，L.P.
101.INS*XBRL實例文檔。
101.Sch*XBRL分類擴展架構文檔。
101.卡爾*XBRL分類擴展計算鏈接庫文檔。
101.實驗所*XBRL分類擴展標籤Linkbase文檔。
101.前期*XBRL分類擴展演示文稿Linkbase文檔。
101.定義*XBRL分類擴展定義Linkbase文檔。
___________________________________
*在此提交的文件。
**隨函提供的表格。
† 管理合同或補償計劃或安排。
根據法規S-K第601（b）項，本附件的某些機密部分已被省略，因為已確定的機密部分（i）不重要，（ii）如果公開披露將對競爭造成損害。

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