KOS-20250630

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格 10-Q


（标记一）
☒			根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

已结束的季度期间 2025年6月30日


☐			根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

对于从到的过渡期

委托档案号： 001-35167

Kosmos Energy Ltd.

（在其章程中指明的注册人的确切名称）


特拉华州		98-0686001
（国家或其他司法		（I.R.S.雇主
公司或组织）		识别号）

公园巷8176号
达拉斯，	德州	75231
（主要行政办公室地址）		（邮编）

各类名称

交易代码

注册的各交易所名称：

普通股0.01美元面值

KOS

纽约证券交易所

伦敦证券交易所

注册人的电话号码，包括区号：+1 214 445 9600

不适用

（前名称、前地址和前财政年度，如果自上次报告后发生变化）

用复选标记表明注册人是否：（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内一直遵守此类提交要求。有 ☒无☐

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交和发布此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交并在其公司网站（如有）上发布了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交和发布的每个交互式数据文件。有 ☒无☐

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。

大型加速披露公司

☒

加速披露公司

☐

非加速披露公司

☐

较小的报告公司

☐

（不要检查是否有较小的报告公司）

新兴成长型公司

☐

若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有☐无 ☒

注明截至最后实际可行日期发行人各类普通股的已发行股份数量。


类						截至2025年7月31日
普通股，面值0.01美元						478,253,972

除非本报告另有说明，否则“Kosmos”、“我们”、“我们”或“公司”均指Kosmos能源及其全资子公司。我们在第3页开始的“词汇和精选缩写”中为本报告中使用的一些行业术语提供了定义。


			页
第一部分.财务信息

词汇表和选择缩写			3

项目1。财务报表			7
合并资产负债表			7
综合业务报表			8
合并股东权益报表			9
合并现金流量表			10
合并财务报表附注			11
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			34
项目3。关于市场风险的定量和定性披露			47
项目4。控制和程序			49

第二部分。其他信息

项目1。法律程序			49
项目1a。风险因素			49
项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途			49
项目3。优先证券违约			50
项目4。矿山安全披露			50
项目5。其他信息			50
签名			51
项目6。展品			51
展品索引			52

Kosmos Energy Ltd.

词汇表和选定的缩写

以下是本报告中可能使用的某些术语的缩写和定义。除非在下文列出，否则根据条例S-X第4-10（a）条所界定的所有术语应具有其法定规定的含义。


“2D地震数据”						二维地震数据，作为允许查看远景区域下方垂直横截面的解释性数据。
“三维地震数据”						三维地震资料，作为三维描绘地下地层的地球物理资料。3D地震数据通常比2D地震数据提供更详细和准确的地下地层解释。
“ANP-STP”						圣多美普林西比国家石油机构。
“API”						比重刻度，以度数表示，表示各种石油液体的相对密度。规模与密度成反比增长。因此，较轻的石油液体将比较重的液体具有更高的API。
“ASC”						财务会计准则委员会会计准则编纂。
“ASU”						财务会计准则委员会会计准则更新。
“barrel”或“bbl”						60华氏度下对应约42加仑石油体积的标准量度。
“BBBL”						亿桶石油。
“英国央行”						亿桶石油当量。
“BCF”						十亿立方英尺。
“英国央行”						桶油当量。使用6000立方英尺天然气到一桶石油的转换系数将天然气体积转换为石油桶。
“BOEM”						海洋能源管理局。
“BOEPD”						桶油当量/天。
“BOPD”						一天一桶油。
“英国石油”						英国石油公司（BP P.L.C.）及相关子公司。
“BWPD”						一天一桶水。
“3.125%可换股优先票据”						2030年到期的3.125%可转换优先票据。
“债务覆盖率”						“债务覆盖率”的广义定义是，在每个适用的计算日期，（x）长期债务总额减去现金和现金等价物以及限制性现金，与（y）公司过去十二个月的总EBITDA（见下文）的比率。
“开发面积”						分配或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
“发展”						石油或天然气田通过钻探开发井并安装适当的生产系统而投入生产的阶段。
“DST”						钻杆测试。
“干洞”还是“落井下石”						一口未遇到含油气储层的井预计将以商业数量生产。
“DT”						深水塔诺。
“EBITDA”						净收入（亏损）加（i）勘探费用，（ii）损耗、折旧和摊销费用，（iii）股权补偿费用，（iv）商品衍生品的未实现（收益）损失（已实现损失被扣除，已实现收益被加回），（v）出售石油和天然气资产的（收益）损失，（vi）利息（收入）费用，（vii）所得税，（viii）债务修改和清偿，（ix）呆账费用和（x）管理层认为影响经营业绩可比性的类似其他重大项目。
“ESG”						环境、社会和治理。
“ESP”						电动潜水泵。
“勘探与生产”						勘探和生产。


“设施”						日期为2011年3月28日的融资协议（经修订或不时修订和重述）。
“FASB”						财务会计准则委员会。
“农场”						一种协议，根据该协议，一方从此类权益的所有者那里获得区块的部分参与权益，通常以现金和/或作为转让条件的受让人承担未来成本或其他履约的一部分作为回报。
“农场外卖”						参与权益的所有者同意将其在区块中的部分参与权益转让给另一方以换取现金和/或受让人承担部分未来成本和/或其他工作作为转让条件的协议。
“饲料”						前端工程设计。
“田间寿命覆盖率”						对于每个适用的预测期，“外地寿命覆盖率”被广义地定义为（x）通过消耗的净现金流量预测净现值加上与加纳和赤道几内亚资产相关的某些资本支出预测净现值与（y）该融资下未偿还贷款总额的比率。
“FLNG”						浮动液化天然气容器。
“FPS”						浮式生产系统。
“FPSO”						浮式生产储卸船。
“GAAP”						美国普遍接受的会计原则。
“GEPetrol”						几内亚赤道省石油公司。
“GHG”						温室气体。
“GNPC”						加纳国家石油公司。
“Greater Tortue Ahmeyim”						Ahmeyim和Guembeul的发现。
“GTA UUOA”						涵盖Greater Tortue Ahmeyim单元的单元化和单元运营协议。
“HLS”						沉重的路易斯安那甜蜜。
“Jubilee UUOA”						涵盖Jubilee单元的单元化和单元运营协议。
“利息覆盖率”						对于每个适用的计算日期，“利息保障比率”被广泛定义为（x）公司前十二个月的总EBITDA（见上文）与（y）公司前十二个月的利息支出减去利息收入的比率。
“液化天然气”						液化天然气。
“贷款期限覆盖率”						对于每个适用的预测期，“贷款期限覆盖率”被广义定义为（x）截至融资最后到期日的预测净现金流量净现值加上与加纳和赤道几内亚资产相关的预测资本支出净现值与（y）融资项下未偿还贷款总额的比率。
“伦敦证交所”						伦敦证券交易所。
“LTIP”						长期激励计划。
“MBBL”						千桶油。
“MBOE”						千桶油当量。
“McF”						千立方英尺的天然气。
“McFPD”						千立方英尺/天的天然气。
“MMBbl”						百万桶石油。
“MMBOE”						百万桶油当量。
“MMBTU”						百万英热单位。
“MMF”						百万立方英尺天然气。
“MMcFD”						百万立方英尺/天的天然气。
“MMTPA”						每年百万公吨。


“天然气液体”或“NGL”						以液体形式从气体状态中分离出来的天然气成分。其中包括丙烷、丁烷、乙烷等。
“净债务”						长期债务总额减去现金和现金等价物以及受限制现金总额。
“纽交所”						纽约证券交易所。
“石油合约”						碳氢化合物所有者授予勘探与生产公司临时和有限权利的合同，包括从租赁区域勘探、开发和生产碳氢化合物的独家选择权。
“石油系统”						石油系统由埋在足够深度的有机物质组成，以允许足够的温度和压力将碳氢化合物排出，并导致石油和天然气从其形成区域移动到可以聚集的储层岩石。
“发展计划”或“POD”						一份书面文件，概述为开发一个领域而应采取的步骤。
“生产力很好”						探井或开发井被发现能够生产足够数量的石油或天然气，以证明完井是石油或天然气井是合理的。
“Prospect（s）”						可能含有碳氢化合物的潜在圈闭，并得到必要数量和质量的地质和地球物理数据的支持，以表明石油和/或天然气聚集的可能性可供钻探。五个必需的元素（生成、迁移、储层、密封和圈闭）必须存在才能使前景发挥作用，如果其中任何一个失败，石油和天然气都可能不存在，至少在商业容量中不存在。
“探明储量”						地质和工程数据以合理的确定性证明在现有经济和作业条件下未来几年可从已知储层中经济开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量，以及预期通过SEC条例S-X4-10（a）（2）中定义的经确认的改良开采技术获得的额外储量。
“探明已开发储量”						那些可以预期通过现有油井和设施以及通过现有作业方法可以回收的探明储量。
“探明未开发储量”						那些预计将从未来的油井和设施中回收的已探明储量，包括在之前对改善的恢复项目表现出有利反应的储层中以高度确定性预期的未来改善的恢复项目。
“RSC”						Ryder Scott Company，L.P。
“SOFR”						有担保隔夜融资利率
“SEC”						证券交易委员会。
“7.125%优先票据”						2026年到期的7.125%优先票据。
“7.750%优先票据”						2027年到期的7.750%优先票据。
“7.500%优先票据”						于2028年到期的7.500%优先票据。
“8.750%优先票据”						2031年到期的8.750%优先票据。
“SMH”						Societe Mauritanienne des Hydrocarbures
“地层学”						沉积岩层组成、相对年龄及分布的研究。
“地层陷阱”						地层圈闭是由岩石性质的变化而不是岩石的断层或折叠形成的，石油是由上覆岩石的孔隙度和渗透率的变化而保持在适当的位置。
“结构性陷阱”						地球地下的地形特征，在岩层中形成高点。这有利于油气在地层中的聚集。
“TAG GSA”						TEN伴生气-燃气销售协议。
“十”						Tweneboa、Enyenra和Ntomme。
“Tortue Phase 1 SPA”						Greater Tortue Ahmeyim长期买卖液化天然气协议。
“陷阱”						一种适合含有碳氢化合物的岩石构型，由相对不透水的地层密封，碳氢化合物不会通过该地层迁移。
“三叉戟”						三叉戟能源。


“未开发面积”						将未钻探或未完成钻井的租赁面积扩大到允许生产商业数量的天然气和石油的程度，无论这些面积是否包含已发现的资源。
“WCTP”						西开普省三分。

Kosmos Energy Ltd.

合并资产负债表

（以千为单位，共享数据除外）


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（未经审计）
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	51,694	$	84,972

应收款项	117,819		164,959
库存	163,182		170,871
预付费用及其他	14,690		16,414
衍生品	15,995		8,916
流动资产总额	363,380		446,132

物业及设备净额	4,357,812		4,444,221

其他资产：
受限制现金	305		305
长期应收款	444,749		385,463
递延所得税资产	4,008		4,717
衍生品	3,673		512
其他	39,079		27,638
总资产	$	5,213,006	$	5,308,988
负债和股东权益
流动负债：
应付账款	$	312,928	$	349,994
应计负债	240,585		244,954
当前到期的长期债务	250,000		—
衍生品	5,770		—
流动负债合计	809,283		594,948
长期负债：
长期债务，净额	2,600,553		2,744,712
衍生品	626		—
资产报废义务	425,116		406,886
递延所得税负债	314,359		313,433
其他长期负债	45,285		48,585
长期负债合计	3,385,939		3,513,616
股东权益：
优先股，$ 0.01 面值； 200,000,000 授权股份；零于2025年6月30日和2024年12月31日发行	—		—
普通股，$ 0.01 面值； 2,000,000,000 授权股份； 522,483,129 和 516,158,749 分别于2025年6月30日和2024年12月31日发行	5,225		5,162
额外实收资本	2,530,382		2,514,739
累计赤字	( 1,280,816 )		( 1,082,470 )
库存股票，按成本计算， 44,263,269 股份分别于2025年6月30日及2024年12月31日	( 237,007 )		( 237,007 )
股东权益合计	1,017,784		1,200,424
负债和股东权益合计	$	5,213,006	$	5,308,988

见附注。

Kosmos Energy Ltd.

综合业务报表

（单位：千，每股数据除外）

（未经审计）


	三个月结束				六个月结束
	6月30日，				6月30日，
	2025		2024		2025		2024
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	392,635	$	450,900	$	682,770	$	870,003
出售资产收益	600		—		600		—
其他收入，净额	283		36		579		72
总收入和其他收入	393,518		450,936		683,949		870,075
费用和支出
石油和天然气生产	243,118		150,733		410,426		244,351

勘探费用	4,069		13,235		13,738		25,295
一般和行政	19,074		25,161		45,329		53,426
损耗、折旧和摊销	151,268		90,094		271,935		191,022

利息和其他融资成本，净额	54,834		37,279		106,676		53,727
衍生品，净额	( 21,566 )		( 2,852 )		( 14,834 )		20,970
其他费用，净额	6,481		2,162		8,470		4,191
总费用和支出	457,278		315,812		841,740		592,982
所得税前收入（亏损）	( 63,760 )		135,124		( 157,791 )		277,093
所得税费用	23,980		75,354		40,555		125,637
净收入（亏损）	$	( 87,740 )	$	59,770	$	( 198,346 )	$	151,456

每股净收益（亏损）：
基本	$	( 0.18 )	$	0.13	$	( 0.42 )	$	0.32
摊薄	$	( 0.18 )	$	0.12	$	( 0.42 )	$	0.32

用于计算每股净收益（亏损）的加权平均股数：
基本	478,068		471,599		476,881		469,821
摊薄	478,068		480,172		476,881		479,824

见附注。

Kosmos Energy Ltd.

股东权益合并报表

（单位：千）

（未经审计）


				额外
	普通股			实缴		累计		财政部
	股份	金额		资本		赤字		股票		合计
2025:
截至2024年12月31日的余额	516,159	$	5,162	$	2,514,739	$	( 1,082,470 )	$	( 237,007 )	$	1,200,424


基于股权的薪酬	—	—		8,362		—		—		8,362
限制性股票单位	6,009	60		( 60 )		—		—		—

净亏损	—	—		—		( 110,606 )		—		( 110,606 )
截至2025年3月31日的余额	522,168	$	5,222	$	2,523,041	$	( 1,193,076 )	$	( 237,007 )	$	1,098,180

基于股权的薪酬	—	—		7,345		—		—		7,345
限制性股票单位	315	3		( 3 )		—		—		—
限制性股票单位的扣缴税款和现金结算	—	—		( 1 )		—		—		( 1 )
净亏损	—	—		—		( 87,740 )		—		( 87,740 )
截至2025年6月30日的余额	522,483	$	5,225	$	2,530,382	$	( 1,280,816 )	$	( 237,007 )	$	1,017,784







2024:
截至2023年12月31日的余额	504,393	$	5,044	$	2,536,621	$	( 1,272,321 )	$	( 237,007 )	$	1,032,337

有上限的看涨交易	—	—		( 49,800 )		—		—		( 49,800 )
基于股权的薪酬	—	—		7,333		—		—		7,333
限制性股票单位	11,373	114		( 114 )		—		—		—
限制性股票单位的扣缴税款和现金结算	—	—		( 9,921 )		—		—		( 9,921 )
净收入	—	—		—		91,686		—		91,686
截至2024年3月31日的余额	515,766	$	5,158	$	2,484,119	$	( 1,180,635 )	$	( 237,007 )	$	1,071,635

基于股权的薪酬	—	—		10,487		—		—		10,487
限制性股票奖励和单位	241	2		( 2 )		—		—		—
限制性股票单位的扣缴税款和现金结算	—	—		( 1 )		—		—		( 1 )
净收入	—	—		—		59,770		—		59,770
截至2024年6月30日的余额	516,007	$	5,160	$	2,494,603	$	( 1,120,865 )	$	( 237,007 )	$	1,141,891

见附注。

Kosmos Energy Ltd.

合并现金流量表

（单位：千）

（未经审计）


	截至6月30日的六个月，
	2025		2024
经营活动
净收入（亏损）	$	( 198,346 )	$	151,456
调整净收益（亏损）与经营活动提供的净现金：
损耗、折旧和摊销（包括递延融资成本）	275,708		195,677
递延所得税	1,636		5,199
不成功的油井成本和租赁资产减值	162		2,685

衍生工具公允价值变动	( 7,883 )		21,106
衍生品现金结算，净额（包括$ 9.7 百万和$ $（ 7.4 ）2025年和2024年期间商品对冲的百万）	6,281		( 7,366 )
基于股权的薪酬	15,707		17,815
出售资产收益	( 600 )		—
债务修改和清偿	—		22,531
其他	( 8,506 )		( 11,988 )
资产和负债变动
应收款项减少	70,659		16,506
存货及预付费用减少	7,542		3,653
应付账款和应计负债增加（减少）额	( 36,080 )		78,946
经营活动所产生的现金净额	126,280		496,220
投资活动
石油和天然气资产	( 172,766 )		( 552,993 )


应收票据和其他投资活动	( 86,791 )		( 2,575 )
投资活动所用现金净额	( 259,557 )		( 555,568 )
融资活动
长期债务下的借款	200,000		175,000
长期债务的支付	( 100,000 )		( 350,000 )
发行优先票据所得款项净额	—		390,430

购买有上限的看涨交易	—		( 49,800 )

其他融资成本	( 1 )		( 30,925 )
筹资活动提供的现金净额	99,999		134,705
现金，现金等价物和限制现金的净增加（减少）	( 33,278 )		75,357
期初现金、现金等价物和限制性现金	85,277		98,761
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	51,999	$	174,118

补充现金流信息
支付的现金：

所得税，扣除已收到的退款	$	69,296	$	152,255

见附注。

Kosmos Energy Ltd.

合并财务报表附注

（未经审计）

1. 组织机构

Kosmos能源有限公司在特拉华州注册成立，是特拉华州有限责任公司Kosmos能源 Delaware Holdings，LLC的控股公司。作为一家控股公司，Kosmos Energy Ltd.的管理运营通过全资子公司Kosmos能源，LLC进行。“Kosmos”、“公司”、“我们”、“我们”、“我们的”、“我们的”等术语及类似术语均指Kosmos能源及其全资子公司，除非文意另有所指。

Kosmos能源是一家领先的深水勘探和生产公司，专注于满足世界不断增长的能源需求。我们拥有来自加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美湾近海资产的多样化石油和天然气生产。此外，在我们运营的已探明盆地，我们正在推进高质量的开发机会，这些机会来自我们的勘探成功。Kosmos在纽交所和伦敦证交所上市，交易代码为KOS。

Kosmos从事单一业务，即石油和天然气的勘探、开发、生产。基本上我们所有的长期资产和我们所有的产品销售都与在四个地理区域：加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚/塞内加尔和美湾。

2. 会计政策

一般

本报告所载的中期综合财务报表未经审计，管理层认为，其中包括为公平列报中期业绩所需的所有正常经常性调整。本报告中显示的中期业绩不一定代表全年预期的最终结果。中期合并财务报表是根据SEC的中期报告要求编制的。在这些规则允许的情况下，GAAP通常要求的某些附注或其他财务信息已从这些中期合并财务报表中精简或省略。这些中期综合财务报表和随附的附注应与我们截至2024年12月31日止年度的经审计综合财务报表一并阅读，该报表包含在我们的10-K表格年度报告中。

重新分类

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

现金、现金等价物和受限制现金


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（单位：千）
现金及现金等价物	$	51,694	$	84,972

受限制现金-长期	305		305
合并现金流量表中显示的现金、现金等价物和限制性现金总额	$	51,999	$	85,277

现金及现金等价物包括活期存款和投资于购买日原始期限为三个月或更短的高流动性工具的资金。当我们的债务覆盖率超过 2.50 x，我们在融资项下须维持受限制的现金余额，足以支付下一次的利息及费用六个月期间 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据或融资，以较大者为准。截至2024年12月31日，我们的债务覆盖率为 2.54 x，部分由于与GTA 1期项目相关的生产前运营成本。在2025年第一季度期间，

贷款机构免除了在2025年之前保持受限制现金余额的要求，届时预计将实现GTA收入和支出。

联合利息账单

公司的联合利息账单包括应收在公司运营的共同石油和天然气资产中拥有权益的合作伙伴的分摊成本。联合利息账单根据预期收款发生的时间在综合资产负债表上分类为当期和长期应收款。

库存

库存包括$ 151.5 百万美元 167.5 百万美元的材料和用品和$ 11.7 百万美元 3.4 截至2025年6月30日和2024年12月31日的碳氢化合物数量分别为百万。公司物资和用品存货主要由套管和井口构成，采用加权平均成本法或可变现净值以成本孰低列示。

碳氢化合物存货按成本孰低法列账，采用加权平均成本法，或可变现净值。碳氢化合物库存成本包括使库存达到现有状态所产生的支出和其他费用。销售费用以及一般和管理费用作为期间成本报告，不包括在库存成本中。

收入确认

我们的石油和天然气收入在碳氢化合物以固定或可确定的价格出售给购买者、所有权已转移且很可能收取时确认。某些收入基于具有临时定价和数量可选性的合同，其中包含为会计目的从主合同中分离出来的衍生工具。主机合同是按销售日的现货价格销售石油的应收款项。该衍生品不被指定为套期保值，每期通过石油和天然气收入按市价计价，直到最终结算发生，这通常限于出售的月份或之后的月份。

石油和天然气收入由以下部分组成：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
与客户的合同收入：
加纳	$	212,880	$	334,917	$	365,685	$	590,554
赤道几内亚	63,196		36,831		96,878		116,061
毛里塔尼亚/塞内加尔	20,239		—		22,936		—
美湾	103,100		76,100		204,878		163,524
与客户签订的合同收入总额	399,415		447,848		690,377		870,139
临时石油销售合同	( 6,780 )		3,052		( 7,607 )		( 136 )
石油和天然气收入	$	392,635	$	450,900	$	682,770	$	870,003

信用风险集中

我们的收入可能会受到当前经济状况以及石油和天然气价格的重大影响。然而，基于目前对原油和天然气的需求以及替代购买者随时可用的事实，我们认为我们的购买者和/或营销代理的损失不会对我们的财务状况或经营业绩产生长期的重大不利影响。

最近通过

2023年11月，FASB发布ASU 2023-07，“分部报告（主题280）：可报告分部披露的改进。”该修订要求披露定期向主要经营决策者（“CODM”）提供并包含在每项报告的分部损益计量中的重大分部费用、其他分部项目的金额及其构成说明，以及可报告分部损益和资产的中期披露。这些修订对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的中期有效。

尚未通过

2023年12月，FASB发布ASU 2023-09，“改进所得税披露（主题740）。”修正案侧重于围绕有效税率和支付的现金所得税的所得税披露。ASU中的修订对2024年12月15日之后开始的年度期间生效。允许提前采用，但是，我们不打算提前采用ASU2023-09。公司目前正在评估该准则对其财务报表披露的影响。

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，“损益表-报告综合收益-费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类”。ASU 2024-03中的修订要求对损益表正面显示的某些费用标题中包含的特定类别的成本和费用进行更详细的披露。本ASU对2026年12月15日之后开始的财政年度以及2027年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效。允许提前收养。公司目前正在评估该准则对其财务报表披露的影响。

2024年11月，FASB发布ASU 2024-04，“债务-带有转换和其他选择的债务（子主题470-20）：可转换债务工具的诱导转换。”ASU 2024-04中的修订明确了确定可转换债务工具的某些结算是否应作为诱导转换进行会计处理的要求。ASU中的修订自2025年12月15日之后开始的年度期间生效。允许提前采用，但是，我们不打算提前采用ASU2024-04。公司目前正在评估这一准则将对其合并财务报表产生的影响。

3. 应收款项

应收款项包括以下各项：


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（单位：千）
联合利息账单，净额	$	24,210	$	33,120
石油和天然气销售	74,553		89,694
其他流动应收款	19,056		42,145
应收款项总额	$	117,819	$	164,959

长期应收款	$	444,749	$	385,463

公司的联合利息账单包括应收在公司经营的共同石油和天然气资产中拥有权益的合作伙伴的分摊成本。联合利息账单根据预期收款发生的时间分类为流动和长期应收款。

长期应收款

2019年2月，Kosmos和BP与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了Carry Advance协议，规定我们有义务为各自的国家石油公司在GTA第一阶段项目所产生的某些开发和生产成本的份额中的一部分提供资金，直至Gimi FLNG船的商业运营日期。商业运营日期于2025年6月在Tortue Phase 1 SPA下成功提升至每日合约销售数量水平后实现，相当于约 2.45 每年百万吨。截至2025年6月30日和2024年12月31日，应收国家石油公司本金余额为$ 355.5 百万美元 280.1 百万，分别在我们的综合资产负债表中归类为长期应收款。截至2025年6月30日和2024年12月31日，应收国家石油公司款项余额的应计利息为$ 68.1 百万美元 56.6 百万，分别在我们的综合资产负债表中归类为长期应收款。长期应收票据利息收入为$ 6.2 百万美元 4.7 截至二零二五年六月三十日止三个月及二零二四年六月三十日止三个月的财务报表分别为百万元及$ 11.5 百万美元 9.4 截至二零二五年六月三十日止六个月及二零二四年六月三十日止六个月，分别为百万元。

4. 财产和设备

财产和设备按成本列报，包括以下各项：


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（单位：千）
油气属性：
证明属性	$	8,451,902	$	8,342,353
未经证实的属性	419,541		386,292
石油和天然气资产总额	8,871,443		8,728,645
累计耗损	( 4,516,773 )		( 4,288,215 )
石油和天然气资产，净额	4,354,670		4,440,430

其他财产	66,674		66,675
累计折旧	( 63,532 )		( 62,884 )
其他财产，净额	3,142		3,791

物业及设备净额	$	4,357,812	$	4,444,221

我们记录了消耗费用$ 141.7 百万美元 81.1 截至二零二五年六月三十日止三个月及二零二四年六月三十日止三个月的财务报表分别为百万元及$ 253.1 百万美元 173.3 截至二零二五年六月三十日止六个月及二零二四年六月三十日止六个月，分别为百万元。在截至2025年6月30日的六个月期间，我们已探明物业的增加主要与毛里塔尼亚和塞内加尔GTA开发的第一阶段以及加纳Jubilee油田的填充开发相关的开发成本有关。

5. 悬浮井成本

下表反映了截至2025年6月30日止六个月及期间公司已钻探油井的资本化探井成本。


	6月30日， 2025
	（单位：千）
期初余额	$	196,202
在确定探明储量之前增加资本化探井成本	11,315
因确定探明储量而重新分类	—
计入费用的资本化探井成本	—
期末余额	$	207,517

下表提供了以钻井完成日期为基础的资本化探井成本账龄，以及自钻井完成以来探井成本资本化超过一年的项目数量：


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（以千为单位，项目计数除外）
一年或更短时间内资本化的探井成本	$	—	$	—
探井成本资本化一至五年	69,746		63,552
探井成本资本化六至十年	137,771		132,650
期末余额	$	207,517	$	196,202
探井成本资本化期限超过一年的项目个数	2		2

截至2025年6月30日，自钻井完成以来探井成本资本化时间超过一年的项目分别与塞内加尔近海Cayar Offshore Profond区块的Yakaar和Teranga发现以及美湾外威尔科克斯区Keathley峡谷Block 964的Tiberius发现有关。

Yakaar和Teranga发现— 2016年5月，我们在塞内加尔近海的Cayar Offshore Profond区块钻探了Teranga-1探井，遇到了油气付费。2017年6月，我们在塞内加尔近海的Cayar Offshore Profond区块钻探Yakaar-1探井，遇到了油气藏。2017年11月，向塞内加尔政府提交了一份综合Yakaar-Teranga评估计划。2019年9月，我们钻探了Yakaar-2评价井，遇到了油气成层。Yakaar-2井开钻约九距离Yakaar-1探井千米。2024年3月，Cayar Block现阶段勘探许可证获得额外延长两年至2026年7月。Yakaar和Teranga的发现被分析为联合开发。在2025年期间，我们正与合作伙伴合作完成概念设计。

Tiberius Discovery — 2023年7月，我们在位于美湾Keathley峡谷964号Block的Tiberius基础设施主导勘探远景中开钻，该勘探远景遇到了油气藏。初始流体和岩心分析支持该井的生产潜力，其特征类似于Wilcox趋势中的类似附近发现。2024年3月，我们完成了收购额外的 16.7 美湾近海Keathley Canyon区块920和964%的参与权益。作为交易的结果，Kosmos对Tiberius发现区的参与兴趣从 33.3 %至 50.0 %.Tiberius项目正在被分析为一个分阶段的发展，目前正在与我们的合作伙伴进行讨论，以最终确定发展计划。在进行额外评估后，预计将对该项目的开发做出最终投资决定。

6. 债务


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（单位：千）
未偿债务本金余额：
设施	$	1,000,000	$	900,000

7.125 % 高级笔记	250,000		250,000
7.750 %优先票据	350,000		350,000
7.500 %优先票据	400,274		400,274
8.750 %优先票据	500,000		500,000
3.125 %可转换优先票据	400,000		400,000
长期负债合计	2,900,274		2,800,274
未摊销递延融资成本及贴现（一）	( 49,721 )		( 55,562 )
债务总额，净额	2,850,553		2,744,712
减：本期到期长期债务	( 250,000 )		—
长期债务，净额	$	2,600,553	$	2,744,712

(1)包括$ 27.3 百万美元 30.4 与融资机制有关的未摊销递延融资费用百万美元 12.3 百万美元 14.1 与优先票据相关的未摊销递延融资成本和折扣，以及$ 10.1 百万美元 11.1 百万未摊销递延融资成本相关 3.125 分别截至2025年6月30日和2024年12月31日的%可转换优先票据。

设施

该设施支持我们的石油和天然气勘探、评估和开发计划以及公司活动。截至2025年6月30日，该融资机制下的借款总额为$ 1.0 亿，融资机制下未提取的可用资金为$ 350.0 百万。该融资机制的最后到期日为2029年12月31日。2025年3月，在2025年春季重新确定期间，该公司的贷款银团批准了一个借款基础，其全部融资规模为$ 1.35 十亿。借款基础金额是基于净现金流和相关资本支出的净现值按一定比例减少的总和以及归属于公司在加纳和赤道几内亚的生产资产中某些资产的储备和/或资源的价值。

融资利息为适用保证金的总和（ 4.00 %至 5.50 %，具体取决于自融资订立之日起已经过的时间长度），再加上已公布的相关期间由芝加哥商品交易所 Benchmark Administration Limited管理的期限SOFR参考利率。利息在每个利息期的最后一天支付（并且，如果利息期长于六个月，在日期落在六个月利息期第一天后的间隔）。我们就总承诺中未提取和不可用的部分（如果有）支付承诺费。承诺费等于 30 承诺可供使用时当时适用的相应保证金的年率%，且等于 20 当承诺无法使用时，当时适用的相应保证金的年率%。我们按照ASC 835 —利息确认利息费用，这就要求采用实际利率法确认利息费用。我们根据该融资项下借款的估计水平确定了实际利率。

该融资提供循环信贷和信用证融资。截至2025年6月30日无根据融资机制签发的信用证。

当我们的债务覆盖率超过 2.50 x，我们在融资项下须维持受限制的现金余额，足以支付下一次的利息及费用六个月期间 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据或融资，以较大者为准。截至2024年12月31日，我们的债务覆盖率为 2.54 x，部分是由于与GTA 1期项目相关的生产前运营成本。在2025年第一季度，贷款机构放弃了在2025年之前保持受限制现金余额的要求，届时预计将实现GTA收入和支出。

2025年7月，公司与融资贷款人同意修订融资要求的债务覆盖率。该修正案使这一盟约对2025年9月和2026年3月的下两个预定财务盟约评估日期的限制减少,最多可达 4.0 x和 4.25 x，分别，然后返回到最初商定的比率为 3.50 x为此后的评估日期。这一变化旨在使盟约计算与最近的

业务运营、较低的油价以及与GTA第一阶段项目相关的生产前运营成本对我们运营结果的影响。

截至2025年3月31日（最近的评估日期），我们遵守了融资机制所载的财务契约。该融资机制包含惯常的交叉违约条款。

7.125 2026年到期优先票据百分比

2019年4月，公司发行$ 650.0 百万 7.125 %优先票据和收到的净收益约为$ 640.0 扣除费用后的百万。

The 7.125 %优先票据将于2026年4月4日到期。利息须于每年4月4日及10月4日支付，自2019年10月4日开始。The 7.125 %优先票据是Kosmos能源有限公司的高级无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括根据 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据），并在受偿权方面相对于其所有现有和未来的有担保债务（包括该融资下的所有借款）实际上处于次要地位。The 7.125 %优先票据由拥有公司美湾资产的某些子公司在优先、无担保基础上提供担保，并由根据融资借款或为融资提供担保的某些子公司在次级、无担保基础上提供担保，并为 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据。2024年9月24日，公司完成回购本金总额$ 400.0 百万 7.125 %优先票据根据公司的现金要约收购部分 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，以及 7.500 2024年9月9日公告的%优先票据（“要约收购”）。The 7.125 %优先票据包含惯常的交叉违约条款。

7.750 2027年到期优先票据百分比

2021年10月，公司发行$ 400.0 百万 7.750 %优先票据和收到的净收益约为$ 395.0 扣除费用后的百万。

The 7.750 %优先票据将于2027年5月1日到期。利息须于每年5月1日及11月1日支付，自2022年5月1日起生效。The 7.750 %优先票据是Kosmos能源有限公司的高级无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括根据 7.125 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据），并在受偿权方面相对于其所有现有和未来的有担保债务（包括该融资下的所有借款）实际上处于次要地位。The 7.750 %优先票据由拥有公司美湾资产的某些子公司在优先、无担保基础上提供担保，并由根据融资借款或为融资提供担保的某些子公司在次级、无担保基础上提供担保，并为 7.125 %优先票据，the 7.500 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据。2024年9月24日，公司完成回购本金总额$ 50.0 百万 7.750 %根据要约收购的优先票据。The 7.750 %优先票据包含惯常的交叉违约条款。

7.500 2028年到期优先票据百分比

2021年3月，公司发行$ 450.0 百万 7.500 %优先票据和收到的净收益约为$ 444.4 扣除费用后的百万。

The 7.500 %优先票据将于2028年3月1日到期。自2021年9月1日起，每年3月1日和9月1日拖欠利息。The 7.500 %优先票据是Kosmos能源有限公司的高级无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括根据 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据），并在受偿权方面相对于其所有现有和未来的有担保债务（包括该融资下的所有借款）实际上处于次要地位。The 7.500 %优先票据由拥有公司美湾资产的某些子公司在优先、无担保基础上提供担保，并由根据融资借款或为融资提供担保的某些子公司在次级、无担保基础上提供担保，并为 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据。2024年9月24日，公司完成了本金总额约为$ 49.7 百万 7.500 %根据要约收购的优先票据。The 7.500 %优先票据包含惯常的交叉违约条款。

8.750 2031年到期优先票据百分比

2024年9月，公司发行$ 500.0 百万 8.750 %优先票据（the " 8.750 %优先票据"）收到的净收益约为$ 494.9 扣除费用后的百万。

The 8.750 %优先票据于2031年10月1日到期。利息须于每年4月1日及10月1日支付，自2025年4月1日起。The 8.750 %优先票据是Kosmos能源有限公司的高级无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括根据 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据），并在受偿权方面相对于其所有现有和未来的有担保债务（包括该融资下的所有借款）实际上处于次要地位。The 8.750 %优先票据由拥有公司美湾资产的某些子公司在优先、无担保基础上提供担保，并由根据该融资借款或为该融资提供担保的某些子公司在次级、无担保基础上提供担保 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据。The 8.750 %优先票据包含惯常的交叉违约条款。

3.125 2030年到期可转换优先票据百分比

2024年3月，公司发行$ 400.0 百万 3.125 %可转换优先票据（the " 3.125 %可转换优先票据"）并收到净收益$ 390.4 扣除费用后的百万。

The 3.125 %可转换优先票据于2030年3月15日到期，除非提前转换、赎回或回购。自2024年9月15日起，每年3月15日和9月15日支付利息。The 3.125 %可转换优先票据是Kosmos能源有限公司的优先无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括根据 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据和 8.750 %优先票据），并在其所有现有和未来有担保债务（包括融资下的所有借款，以担保此类债务的资产价值为限）的受偿权上实际上处于次要地位。The 3.125 %可转换优先票据由我们的某些现有子公司在优先、无抵押基础上提供担保，这些子公司在优先基础上保证 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据和 8.750 %优先票据，以及在某些情况下，我们现有或未来的某些其他子公司。The 3.125 %可转换优先票据由我们的某些现有子公司在次级、无担保基础上提供担保，这些子公司根据融资借款或担保，并在次级基础上担保 7.125 %优先票据，the 7.750 %优先票据，the 7.500 %优先票据和 8.750 %优先票据，以及在某些情况下，我们现有或未来的某些其他子公司。

The 3.125 %可转换优先票据契约包含惯常条款和契约。

该公司记录了 3.125 %可转换优先票据，包括债务本身和所有嵌入衍生工具，按成本减去债务发行成本$ 9.6 百万，并已提出 3.125 %可转换优先票据作为长期债务中的单一金融工具，在我们的综合资产负债表中为净额。嵌入衍生工具的任何部分都不需要与主债务合同分叉。截至2025年6月30日的实际年利率 3.125 %可转换优先票据约 3.70 %，包括债务发行费用的摊销。

转换率为 3.125 %可转换优先票据初始为每1,000美元本金142.4501股我们的普通股 3.125 %可转换优先票据（相当于初始转换价格约$ 7.02 每股我们的普通股），可能会有所调整。截至2025年6月30日，未转股。

有上限的看涨交易

关于发布 3.125 %可转换优先票据，公司以$ 49.8 发行所得款项净额中的百万 3.125 %可转换优先票据订立上限认购交易（“上限认购交易”）。上限认购交易通常预计将在任何转换时减少对我们普通股持有人的潜在稀释 3.125 %可转换优先票据和/或抵消我们被要求支付的超过任何本金的任何现金付款 3.125 %转换的可转换优先票据（视情况而定），该等减少和/或抵销受上限限制。

有上限的看涨交易符合衍生工具范围例外的条件，因为它们与我们的普通股挂钩，并且不需要作为单独的衍生工具进行会计处理。因此，有上限的看涨交易已作为股东权益中额外实收资本的净减少计入我们的综合资产负债表，不需要随后重新计量。

偿还本金债务

截至2025年6月30日，五个财政年度期间及其后的债务偿还估计数如下：


	按年度分列的应付款项
	合计		2025(2)		2026		2027		2028		2029		此后
	（单位：千）
还本付息（一）	$	2,900,274	$	—	$	250,000	$	444,086	$	796,761	$	509,427	$	900,000

__________________________________

(1)包括未偿本金债务余额的预定到期日。截至2025年6月30日与该融资相关的债务的预定到期日是基于我们的借款水平和我们在未来期间估计的未来可用借款基础承诺水平。借款水平的任何增加或减少或可用借款基础的增加或减少将影响未来五年及其后的债务预定到期日。

(2)系2025年7月1日至2025年12月31日期间的付款。

利息和其他融资成本，净额

利息和其他融资成本，期间发生的净额包括以下各项：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
利息支出	$	55,825	$	53,168	$	111,671	$	107,937
摊销—递延融资成本	1,889		2,256		3,773		4,655
债务修改和清偿	—		22,531		—		22,531
资本化利息	( 4,316 )		( 41,525 )		( 8,510 )		( 83,926 )
递延利息	249		( 1,010 )		( 1,793 )		( 2,982 )
利息收入	( 7,158 )		( 6,233 )		( 15,253 )		( 10,874 )
其他，净额	8,345		8,092		16,788		16,386
利息和其他融资成本，净额	$	54,834	$	37,279	$	106,676	$	53,727

利息现金支付总额$ 87.3 百万美元 61.0 截至二零二五年六月三十日止三个月及二零二四年六月三十日止三个月的财务报表分别为百万元及$ 109.9 百万美元 91.4 截至二零二五年六月三十日止六个月及二零二四年六月三十日止六个月，分别为百万元。资本化利息总额$ 4.3 百万美元 41.5 截至二零二五年六月三十日止三个月及二零二四年六月三十日止三个月的财务报表分别为百万元及$ 8.5 百万美元 83.9 截至二零二五年六月三十日止六个月及二零二四年六月三十日止六个月，分别为百万元。与截至2024年6月30日止六个月相比，截至2025年6月30日止六个月的资本化利息减少，主要是由于GTA 1期项目于2024年12月31日实现首次天然气生产，之后我们不再将该项目的利息资本化。

7. 衍生金融工具

我们使用金融衍生品合约来管理商品价格和利率波动的风险敞口。我们不持有或发行用于交易目的的衍生金融工具。

我们根据我们的政策和指导方针管理市场和交易对手信用风险。根据这些政策和指导方针，我们的管理层确定衍生品交易的适当时机和范围。我们已按照ASC 820 —公允价值计量的要求在我们的衍生合约的公允价值计量中包含了不履约风险的估计。

石油衍生合约

下表列出了截至2025年6月30日公司未平仓石油衍生品合约的桶数以及这些合约的加权平均每桶价格。成交量和加权平均价格均已扣除所订立的任何抵消性衍生合约。


				每桶加权平均价格
				递延净额
				溢价
				应付/				已售
任期	合同类型	指数	MBBL	（应收款项）		互换		把		楼层		天花板
2025:
7月-12月	双向项圈	过时的布伦特	4,000	$	1.35	$	—	$	—	$	60.00	$	74.94
7月-12月	三向项圈	过时的布伦特	1,000	1.13		—		55.00		70.00		85.00
2026:
1月-6月	双向项圈	过时的布伦特	1,000	1.55		—		—		60.00		74.75
1月-12月	三向项圈	过时的布伦特	2,000	—		—		50.00		60.00		75.51
1月-6月	掉期（1）	过时的布伦特	1,000	—		72.90		—		—		80.00
1月-12月	掉期（1）	过时的布伦特	1,000	—		72.46		—		—		80.00

__________________________________

(1)包括出售给交易对手以增强掉期的看涨期权合约。

2025年7月，我们签订了有日期的布伦特增强掉期合约，用于 2.0 2026年1月至2026年12月的MMBbl，低于楼面价$ 55.00 每桶和掉期价格为$ 69.70 每桶。

利率衍生合约

下表汇总了截至2025年6月30日我们的未平仓利率互换，其中我们支付固定利率，交易对手支付基于可变SOFR-的利率：

加权平均

任期

合同类型

浮动利率

概念性

固定费率

（单位：千）

2025年7月-12月

互换

1个月期限SOFR

500,000

3.645

下表分别披露公司截至2025年6月30日和2024年12月31日的衍生工具，以及截至2025年6月30日和2024年6月30日止三个月和六个月的衍生工具收益/（亏损）：


		估计公允价值
		资产（负债）
合同类型	资产负债表位置	6月30日， 2025		12月31日， 2024
		（单位：千）
未指定为套期保值工具的衍生工具：
衍生资产：
商品	衍生品资产—流动	$	15,120	$	6,714
临时石油销售	应收款项：石油和天然气销售	—		2,242
息率	衍生品资产—流动	875		2,202
商品	衍生品资产—长期	3,673		512
衍生负债：
商品	衍生工具负债—流动	( 5,770 )		—


商品	衍生工具负债—长期	( 626 )		—

未指定为套期保值工具的衍生工具合计		$	13,272	$	11,670


		收益/（亏损）金额				收益/（亏损）金额
		三个月结束				六个月结束
		6月30日，				6月30日，
合同类型	收益/（亏损）的位置	2025		2024		2025		2024
		（单位：千）
未指定为套期保值工具的衍生工具：
临时石油销售	石油和天然气收入	$	( 6,780 )	$	3,052	$	( 7,607 )	$	( 136 )
商品	衍生品，净额	21,566		2,852		14,834		( 20,970 )
息率	利息支出	683		—		656		—
未指定为套期保值工具的衍生工具合计		$	15,469	$	5,904	$	7,883	$	( 21,106 )

衍生资产与衍生负债的抵销

我们与我们的交易对手进行主净额结算安排的衍生工具只有在发生违约事件时才有冲销权。截至2025年6月30日和2024年12月31日，没有发生违约事件，因此，与这些安排相关的相关总资产或总负债金额在综合资产负债表中列报。

8. 公允价值计量

根据ASC 820 —公允价值计量，公允价值计量基于市场参与者在为资产或负债定价时使用的输入值，分为可观察输入值和不可观察输入值两类。可观察的投入是从独立来源获得的市场数据，而不可观察的投入反映了公司自己的市场假设，如果没有不适当的成本和努力就无法合理获得可观察的投入，则使用这些假设。我们将用于计量公允价值的输入值优先划分为以下公允价值层次：

•第1级——相同资产或负债在活跃市场中的报价。

•第2级——活跃市场中类似资产或负债的报价、不活跃市场中相同或类似资产或负债的报价、资产或负债可观察到的报价以外的输入值以及主要来源于或通过相关性或其他方式由可观察市场数据证实的输入值。

•第3级——资产或负债的不可观察输入值。一项资产或负债计量整体所处的公允价值输入层次，以对计量整体具有重要意义的最低层次输入值为基础确定。

下表列示了公司截至2025年6月30日和2024年12月31日各公允价值层级按经常性公允价值计量的资产和负债情况：


	公允价值计量采用：
	报价在
	活跃市场		重要其他		重大
	相同资产		可观测输入		不可观察的输入
	（1级）		（2级）		（三级）		合计
	（单位：千）
2025年6月30日
资产：
商品衍生品	$	—	$	18,793	$	—	$	18,793
利率衍生品	—		875		—		875
退役信托基金：
债务证券	—		23,190		—		23,190
负债：
商品衍生品	—		( 6,396 )		—		( 6,396 )


合计	$	—	$	36,462	$	—	$	36,462
2024年12月31日
资产：
商品衍生品	$	—	$	7,226	$	—	$	7,226
临时石油销售	—		2,242		—		2,242
利率衍生品	—		2,202		—		2,202
退役信托基金：
债务证券	—		10,653		—		10,653




合计	$	—	$	22,323	$	—	$	22,323

现金及现金等价物和受限制现金的账面价值基于第1级输入值近似公允价值。共同利息账单、油气销售和其他应收款以及应付账款和应计负债由于这些工具的短期性而接近公允价值。我们的长期应收款，在扣除任何信用损失准备后，以及其他长期资产接近公允价值。这些项目的公允价值估计是基于第2级投入。

商品衍生品

我们的商品衍生品代表以固定日期布伦特油价的名义石油桶的掉期、原油项圈、看跌期权和看涨期权。归属于我们石油衍生品的价值基于（i）合约名义交易量，（ii）相应指数的独立活跃期货价格报价，（iii）通过参考信用违约掉期（“CDS”）市场适用于每个交易对手的信用调整收益率曲线，以及（iv）独立来源的相应指数波动性估计。波动性估计是由某些积极买卖石油期权的独立经纪商提供的，并得到市场报价的波动性因素的证实。递延溢价计入商品衍生品的公允市场价值。有关公司衍生工具的更多信息，请参见附注7 —衍生金融工具。

临时石油销售

归属于临时石油销售衍生工具的价值是基于（i）销售量和（ii）在销售合同指定的计价期期限内各自指数的独立活跃期货价格报价与解除日期的现货价格之间的差异。

利率衍生品

我们的利率衍生品由利率掉期组成，公司支付固定利率，交易对手支付基于SOFR-的可变利率。归属于公司利率衍生品合约的价值基于（i）合约名义金额，（ii）独立第三方提供并经证实的SOFR收益率曲线

具有远期活跃市场报价的SOFR收益率曲线和（iii）通过参考CDS市场适用于每个交易对手的信用调整收益率曲线。

退役信托基金

2024年4月，与Jubilee单位合作伙伴达成了一项退役信托协议，以现金资助与Jubilee油田相关的未来退休费用。每个合作伙伴将每年按其各自支付的与Jubilee油田退役相关的估计未来拆除、废弃和恢复费用的利息比例向信托基金捐款。对信托的捐款由基金的受托人加纳银行在Jubilee单位合伙人的指示下用于购买和出售授权证券。

截至2025年6月30日，在退役信托基金中持有的投资为美国国债证券。我们将这些投资归类为交易证券，并使用包括Kosmos在基金中所占份额以及截至2025年6月30日基金所持投资的经纪人/交易商出价/要价在内的可观察输入值，在我们的综合资产负债表中将这些按公允市场价值计算的投资记录为长期投资。对退役信托的贡献被报告为对我们的综合现金流的投资活动。因证券的出售和到期或公允价值变动而产生的所有已实现和未实现损益均在其他收益净额中确认。在截至2025年6月30日的六个月中，我们贡献了$ 11.5 百万给退役信托基金。

下表汇总了Kosmos在截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月和六个月期间对退役信托持有的债务证券的投资活动部分：


	截至6月30日的三个月，						截至6月30日的六个月，

证券类型	采购		所得款项净额（1）		未实现收益（亏损）		采购		所得款项净额（1）		未实现收益（亏损）
2025
债务证券	$	198	$	—	$	22	$	12,406	$	—	$	131
现金及现金等价物	—		2		—		—		( 745 )		—
其他（1）	—		23		—		—		166		—
合计	$	198	$	25	$	22	$	12,406	$	( 579 )	$	131
2024
债务证券	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—
现金及现金等价物	—		—		—		—		—		—
其他（1）	—		—		—		—		—		—
合计	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—	$	—

（1）指与利息有关的应收款项净额。

下表按2025年6月30日和2024年12月31日的合同到期日列示了退役信托基金中持有的债务证券投资的成本和公允价值：


	2025年6月30日				2024年12月31日
	成本		估计公允价值		成本		估计公允价值
	（单位：千）
5年以下	$	23,114	$	23,190	$	10,708	$	10,653
5年至10年	—		—		—		—
10年后到期	—		—		—		—
合计	$	23,114	$	23,190	$	10,708	$	10,653

债务

下表列示2025年6月30日和2024年12月31日的账面价值和公允价值：


	2025年6月30日				2024年12月31日
	账面价值		公允价值		账面价值		公允价值
	（单位：千）
7.125 %优先票据	$	249,580	$	241,655	$	249,315	$	246,565
7.750 %优先票据	348,326		311,279		347,910		339,927
7.500 %优先票据	398,042		329,446		397,672		379,404
8.750 %优先票据	495,275		377,360		494,997		470,965
3.125 %可转换优先票据	392,343		275,208		391,603		332,792

设施	1,000,000		1,000,000		900,000		900,000
合计	$	2,883,566	$	2,534,948	$	2,781,497	$	2,669,653

我们的承载价值 7.125 %优先票据， 7.750 %优先票据， 7.500 %优先票据， 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据代表未偿还本金减去未摊销折扣。我们的公平价值 7.125 %优先票据， 7.750 %优先票据， 7.500 %优先票据， 8.750 %优先票据和 3.125 %可转换优先票据以市场报价为基础，从而产生第1级公允价值计量。该融资的账面价值接近公允价值，因为它们受短期浮动利率的约束，该利率与我们在这些期间可获得的利率相近。

非经常性公允价值计量-长期资产

某些长期资产在公司的综合资产负债表中以非经常性的公允价值列报。这些长期资产不是持续以公允价值计量，而是在某些情况下进行公允价值调整。当情况变化表明资产的账面值可能无法收回时，我们对长期资产进行减值审查。

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

截至2025年6月30日及2024年6月30日止三个月及六个月期间，公司无 t确认已证实的石油和天然气性质的减值。如果我们在未来遇到石油定价预期的实质性下降、我们估计的未来支出显着增加或我们估计的产量状况显着下降，我们的长期资产可能会面临减值风险。

9. 基于股权的薪酬

限制性股票单位

我们在LTIP奖励的归属期内记录的股权补偿费用等于股权支付的公允价值。我们记录了根据我们的LTIP授予的奖励的补偿费用$ 7.3 百万美元 10.5 截至2025年6月30日和2024年6月30日止三个月，分别为百万美元 15.7 百万美元 17.8 截至二零二五年六月三十日止六个月及二零二四年六月三十日止六个月，分别为百万元。截至二零二五年及二零二四年六月三十日止三个月的税项优惠总额为$ 1.2 百万美元 1.7 百万，分别为$ 2.6 百万美元 2.8 分别于截至2025年6月30日及2024年6月30日止六个月期间的百万元。此外，我们记录了与基于股权的薪酬相关的净税收缺口（意外收入）为$ 0.3 百万和无截至二零二五年六月三十日及二零二四年六月三十日止三个月的证券变动月报表分别为$ 3.4 百万和$ $（ 9.5 ）分别于截至二零二五年六月三十日及二零二四年六月三十日止六个月期间的百万元。截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月内归属的奖励的公允价值为$ 0.6 百万美元 1.4 百万，分别为$ 19.7 百万美元 81.6 分别于截至2025年6月30日及2024年6月30日止六个月期间的百万元。公司根据LTIP授予具有服务归属标准以及结合市场和服务归属标准的限制性股票单位。基本上所有这些赠款都归属于三年 .归属后，限制性股票单位成为已发行和流通在外的股票。

对于结合了市场和服务归属标准的限制性股票单位，发行普通股的数量是通过比较公司的股东总回报与预定的一组同行公司在业绩期间的股东总回报来确定的，最多可归属至 200 授予奖励的百分比。授予日公允价值从$ 3.05 到$ 13.06 每个奖项。蒙特卡洛模拟模型利用多个输入变量，确定了满足授标授予规定的市场条件的概率，并计算了授标的公允价值。模型中使用的预期波动率是使用我们的历史波动率和同行公司的历史波动率估计的，范围从 58.0 %至 105.0 %.无风险利率以美国国债利率为基础，期限与赠款的预期期限相称，范围从 0.2 %至 4.2 %.

下表反映截至2025年6月30日已发行的限制性股票单位：


		加权-		市场/服务	加权-
	服务归属	平均		归属	平均
	限制性股票	授予日期		限制性股票	授予日期
	单位	公允价值		单位	公允价值
	（单位：千）			（单位：千）
截至2024年12月31日	4,753	$	6.36	8,766	$	9.07
获批（1）	3,193	3.24		3,938	4.93
没收（1）	( 198 )	5.66		( 121 )	8.39
既得	( 2,306 )	6.07		( 4,019 )	6.96
截至2025年6月30日	5,442	4.67		8,564	8.38

__________________________________

(1)市场与服务归属标准相结合的限制性股票单位可在 0 %和 200 视乎市场表现情况而定的原批出单位的百分比。授予高于或低于目标股份的奖励 100 %导致在市场归属标准确定期间分别授予或没收的额外股份.

截至2025年6月30日，未归属的限制性股票单位将确认的基于股权的薪酬总额为$ 35.0 加权平均期间的百万 1.82 年。截至2025年6月30日，公司拥有约 3.6 根据LTIP仍可供发行的百万股。

10. 所得税

我们每个季度根据当前和预测的业务结果以及已颁布的税法评估我们估计的年度有效所得税率，并将该税率应用于我们的普通收入或损失，以计算我们估计的税收费用或收益。公司将零法定税率和免税管辖区排除在我们对估计年度实际所得税率的评估之外。离散项目的税收影响在其发生期间按适用的法定税率确认。

所得税前收入由以下部分组成：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
美国	$	( 43,691 )	$	( 40,629 )	$	( 104,461 )	$	( 75,042 )
国外	( 20,069 )		175,753		( 53,330 )		352,135
所得税前收入	$	( 63,760 )	$	135,124	$	( 157,791 )	$	277,093

截至二零二五年六月三十日及二零二四年止三个月，我们的实际税率为（ 38 ）%和 56 %，分别。截至2025年6月30日及2024年6月30日止六个月，我们的实际税率为（ 26 ）%和 45 %，分别。截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月和六个月，我们的整体有效税率受到以下因素的影响：

•我们21%的美国所得税申报税率和适用于我们的海外业务的法定所得税税率的差异，主要是在加纳和赤道几内亚，

•法定税率为0%或免税的法域，

•我们已蒙受亏损并已针对相应递延税项资产记录估值备抵的司法管辖区，以及

•其他不可扣除的费用。

2025年7月，美国新的税收立法在美国签署成为法律，被称为“一大美丽法案法案”或“OBBBA”。这项立法包括范围广泛的美国公司税改革条款，这些条款影响到众多行业的企业。我们目前正在评估这项新立法的影响以及对公司的潜在影响。该立法在我们第二季度结束后签署成为法律，因此我们对截至2025年6月30日止六个月的经营业绩没有进行调整。随着立法影响的确定，如有必要，将在未来期间提供额外的披露。

11. 每股净收益（亏损）

下表是用于计算基本和稀释每股净收益（亏损）的净收入（亏损）与用于计算基本和稀释每股净收益（亏损）的加权平均流通股之间的对账。具有潜在稀释性的证券包括可在我们的转换后发行的股票 3.125 %可转换优先票据使用if-转换方法和限制性股票单位根据我们的股权补偿计划的奖励。


	三个月结束				六个月结束
	6月30日，				6月30日，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千，每股数据除外）
分子：
可分配给普通股股东的净收入（亏损）	$	( 87,740 )	$	59,770	$	( 198,346 )	$	151,456




分母：
加权平均流通股数：
基本	478,068		471,599		476,881		469,821
限制性股票单位（1）	—		8,573		—		10,003
假设转换为可发行股份 3.125 %可转换优先票据（2）	—		—		—		—
摊薄	478,068		480,172		476,881		479,824
每股净收益（亏损）：
基本	$	( 0.18 )	$	0.13	$	( 0.42 )	$	0.32
摊薄	$	( 0.18 )	$	0.12	$	( 0.42 )	$	0.32

__________________________________

(1)We excluded restricted stock units of 5.2 百万和 1.2 截至二零二五年六月三十日止三个月及二零二四年六月三十日止三个月的财务报表分别为百万元及$ 5.9 百万美元 2.8 截至2025年6月30日和2024年6月30日止六个月的百万美元，分别来自每股摊薄净收益（亏损）的计算，因为该影响将是反稀释的。

(2)表示对公司的摊薄影响 3.125 %于2030年到期的可转换优先票据。截至2025年6月30日，IF-转换价值小于未偿还本金的 3.125 %可转换优先票据，因此具有反稀释性。The 3.125 %可转换优先票据受上限赎回安排的约束，这可能会降低稀释效应。上限认购安排的任何潜在影响均被排除在本表之外，因为上限认购安排下的任何收益均被视为具有反稀释性。

12. 承诺与或有事项

我们不时涉及主要在我们开展业务的司法管辖区的日常业务过程中产生的诉讼、监管审查和行政诉讼。尽管无法确切预测这些事项的结果，但管理层认为，不利结果产生重大影响的可能性既不合理也不可能发生。

截至2025年6月30日，我们承诺钻一赤道几内亚发展良好。

2019年2月，Kosmos和BP与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了Carry Advance协议，该协议规定我们有义务分别为各自的国家石油公司在GTA第一阶段项目产生的某些开发和生产成本中的份额提供资金，直至Gimi FLNG船的商业运营日期。商业运营日期于2025年6月在Tortue Phase 1 SPA下成功提升至每日合约销售数量水平后实现，相当于约 2.45 每年百万吨。Kosmos的总份额，不包括应计利息，为 two 截至2025年6月30日和2024年12月31日，协议总额为$ 355.5 百万美元 280.1 百万，分别在我们的综合资产负债表中归类为长期应收款。

2024年4月，与Jubilee单位合作伙伴达成了一项退役信托协议，以现金资助与Jubilee油田相关的未来退休费用。运营商目前估计剩余承付款总额约为$ 126.1 截至2025年6月30日的百万美元，净流入Kosmos，这将由Kosmos每年提供超过估计的资金 11 年期间。

履约义务

截至2025年6月30日和2024年12月31日，公司有履约和补充债券总额为$ 156.5 百万美元 169.4 百万，分别涉及BOEM和其他第三方对某些油井的预期封堵和废弃成本以及拆除我们美湾油田的某些设施规定的粘合要求。

根据Tortue Phase 1 SPA，我们向我们的买方BP Gas Marketing Limited承诺，将按比例交付我们的LNG最低年度合同数量份额为 127,951,000 MMBTU，这相当于大约 2.45 每年百万吨，须经卖方作出若干向下调整。在某些情况下，如果提供的年度数量低于最低年度合同数量，Kosmos可能有义务就短缺数量向BP Gas Marketing Limited贷记或支付部分合同价格。

13. 其他财务信息

应计负债

应计负债包括以下各项：


	6月30日， 2025		12月31日， 2024
	（单位：千）
应计负债：
勘探、开发和生产	$	75,565	$	78,163
应付收入	63,583		18,909
一般和行政费用	13,620		39,071
利息	54,786		47,228
所得税	21,896		52,262
收入以外的税项	1,277		1,222
衍生品	167		844
其他	9,691		7,255
	$	240,585	$	244,954

__________________________________

截至2025年6月30日止六个月的应付收入增加主要与Jubilee解除和收到相关收益的时间有关。

资产报废义务

下表汇总了截至2025年6月30日止六个月期间公司资产报废义务的变化情况：


	6月30日， 2025
	（单位：千）
资产报废义务：
期初资产报废义务	$	407,011
期间发生的负债	—
期间已结算负债	( 374 )
对估计退休债务的修订	248
吸积费用	18,231
期末资产报废义务	$	425,116

14. 业务板块信息

Kosmos从事单一业务，即石油和天然气的勘探、开发和生产。于2025年6月30日，公司于四个地理报告部分：加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚/塞内加尔和美湾。公司的首席运营决策者（“CODM”）是首席执行官，他为整个公司做出分配资源和评估业绩的决策。为评估报告分部的业绩，主要经营决策者定期按报告分部审查石油和天然气收入、石油和天然气生产成本、勘探费用和资本支出，以决定如何分配资源和评估业绩。公司定义的资本支出可能无法与其他公司使用的类似标题的衡量标准进行比较，应与我们的合并财务报表及其附注一起考虑。每个领域的财务信息如下：


	加纳		赤道几内亚		毛里塔尼亚/塞内加尔		美湾		企业&其他		消除		合计
	（单位：千）
截至2025年6月30日止三个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	204,706	$	64,590	$	20,239	$	103,100	$	—	$	—	$	392,635
出售资产收益	—		—		—		600		—		—		600
其他收入，净额	246		—		—		219		13,880		( 14,062 )		283
总收入和其他收入	204,952		64,590		20,239		103,919		13,880		( 14,062 )		393,518
费用和支出
石油和天然气生产	95,357		39,957		69,141		38,663		—		—		243,118
勘探费用	24		( 892 )		2,119		2,649		169		—		4,069
一般和行政	2,904		1,150		2,575		3,269		44,804		( 35,628 )		19,074
损耗、折旧和摊销	43,624		27,468		12,677		67,364		135		—		151,268

利息和其他融资成本，净额（1）	13,242		( 62 )		5,416		( 2,141 )		38,379		—		54,834
衍生品，净额	—		—		—		—		( 21,566 )		—		( 21,566 )
其他费用，净额	( 11,084 )		( 6,842 )		433		1,915		493		21,566		6,481
总费用和支出	144,067		60,779		92,361		111,719		62,414		( 14,062 )		457,278
所得税前收入（亏损）	60,885		3,811		( 72,122 )		( 7,800 )		( 48,534 )		—		( 63,760 )
所得税费用	21,993		1,493		—		97		397		—		23,980
净收入（亏损）	$	38,892	$	2,318	$	( 72,122 )	$	( 7,897 )	$	( 48,931 )	$	—	$	( 87,740 )

合并资本支出，净额	$	37,738	$	3,914	$	13,105	$	31,181	$	169	$	—	$	86,107


	加纳		赤道几内亚		毛里塔尼亚/塞内加尔		美湾		企业&其他		消除		合计
	（单位：千）
截至2025年6月30日止六个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	355,959	$	98,997	$	22,936	$	204,878	$	—	$	—	$	682,770
出售资产收益	—		—		—		600		—		—		600
其他收入，净额	498		—		—		708		60,671		( 61,298 )		579
总收入和其他收入	356,457		98,997		22,936		206,186		60,671		( 61,298 )		683,949
费用和支出
石油和天然气生产	136,668		56,935		127,242		89,581		—		—		410,426
勘探费用	70		1,469		3,737		7,145		1,317		—		13,738
一般和行政	6,189		2,970		5,103		8,453		98,746		( 76,132 )		45,329
损耗、折旧和摊销	88,440		42,568		15,595		125,039		293		—		271,935

利息和其他融资成本，净额（1）	24,384		( 129 )		4,402		( 4,161 )		82,180		—		106,676
衍生品，净额	—		—		—		—		( 14,834 )		—		( 14,834 )
其他费用，净额	( 5,888 )		( 5,317 )		1,147		3,262		432		14,834		8,470
总费用和支出	249,863		98,496		157,226		229,319		168,134		( 61,298 )		841,740
所得税前收入（亏损）	106,594		501		( 134,290 )		( 23,133 )		( 107,463 )		—		( 157,791 )
所得税费用（收益）	38,669		892		—		( 14 )		1,008		—		40,555
净收入（亏损）	$	67,925	$	( 391 )	$	( 134,290 )	$	( 23,119 )	$	( 108,471 )	$	—	$	( 198,346 )

合并资本支出，净额	$	56,696	$	2,557	$	62,118	$	49,513	$	1,411	$	—	$	172,295

截至2025年6月30日
物业及设备净额	$	961,336	$	446,405	$	2,106,488	$	827,437	$	16,146	$	—	$	4,357,812
总资产	$	3,644,403	$	2,458,795	$	3,352,428	$	4,112,600	$	25,932,829	$	( 34,288,049 )	$	5,213,006

______________________________________

(1)利息支出根据实际的第三方和公司间债务协议入账。资本化利息记录在资产所在的业务部门上。


	加纳		赤道几内亚		毛里塔尼亚/塞内加尔		美湾		企业&其他		消除		合计
	（单位：千）
截至2024年6月30日止三个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	336,388	$	38,412	$	—	$	76,100	$	—	$	—	$	450,900

其他收入，净额	—		—		—		975		34,773		( 35,712 )		36
总收入和其他收入	336,388		38,412		—		77,075		34,773		( 35,712 )		450,936
费用和支出
石油和天然气生产	78,248		19,679		18,166		34,640		—		—		150,733
勘探费用	2,312		2,196		4,071		3,125		1,531		—		13,235
一般和行政	3,289		1,205		2,101		5,514		51,616		( 38,564 )		25,161
损耗、折旧和摊销	48,402		9,298		227		31,811		356		—		90,094

利息和其他融资成本，净额（1）	12,528		( 801 )		( 34,933 )		( 4,301 )		64,786		—		37,279
衍生品，净额	—		—		—		—		( 2,852 )		—		( 2,852 )
其他费用，净额	( 2,856 )		( 2,350 )		3,627		1,012		( 123 )		2,852		2,162
总费用和支出	141,923		29,227		( 6,741 )		71,801		115,314		( 35,712 )		315,812
所得税前收入（亏损）	194,465		9,185		6,741		5,274		( 80,541 )		—		135,124
所得税费用（收益）	71,165		4,138		—		—		51		—		75,354
净收入（亏损）	$	123,300	$	5,047	$	6,741	$	5,274	$	( 80,592 )	$	—	$	59,770

合并资本支出，净额	$	47,188	$	33,621	$	84,622	$	48,454	$	1,531	$	—	$	215,416


	加纳		赤道几内亚		毛里塔尼亚/塞内加尔		美湾		企业&其他		消除		合计
	（单位：千）
截至2024年6月30日止六个月
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	588,532	$	117,947	$	—	$	163,524	$	—	$	—	$	870,003

其他收入，净额	1		—		—		1,485		100,514		( 101,928 )		72
总收入和其他收入	588,533		117,947		—		165,009		100,514		( 101,928 )		870,075
费用和支出
石油和天然气生产	96,295		60,705		18,166		69,185		—		—		244,351
勘探费用	2,252		3,382		9,247		8,012		2,402		—		25,295
一般和行政	6,878		2,745		5,266		11,372		108,123		( 80,958 )		53,426
损耗、折旧和摊销	96,690		23,892		451		69,269		720		—		191,022

利息和其他融资成本，净额（1）	25,797		( 1,595 )		( 70,765 )		( 8,393 )		108,683		—		53,727
衍生品，净额	—		—		—		—		20,970		—		20,970
其他费用，净额	20,983		( 2,353 )		5,230		1,318		( 17 )		( 20,970 )		4,191
总费用和支出	248,895		86,776		( 32,405 )		150,763		240,881		( 101,928 )		592,982
所得税前收入（亏损）	339,638		31,171		32,405		14,246		( 140,367 )		—		277,093
所得税费用（收益）	114,710		12,563		—		80		( 1,716 )		—		125,637
净收入（亏损）	$	224,928	$	18,608	$	32,405	$	14,166	$	( 138,651 )	$	—	$	151,456

合并资本支出，净额	$	111,664	$	78,240	$	211,196	$	97,735	$	2,809	$	—	$	501,644

截至2024年6月30日
物业及设备净额	$	1,063,384	$	483,773	$	2,065,242	$	928,566	$	17,348	$	—	$	4,558,313
总资产	$	3,492,701	$	2,217,658	$	3,008,000	$	4,052,704	$	24,601,589	$	( 31,983,342 )	$	5,389,310

______________________________________

(1)利息支出根据实际的第三方和公司间债务协议入账。资本化利息记录在资产所在的业务部门上。


	截至6月30日的六个月，
	2025		2024
	（单位：千）
合并资本支出：
合并现金流量表-投资活动：
石油和天然气资产	$	172,766	$	552,993


调整项：
资本应计变动	( 5,910 )		7,945
勘探费用，不包括不成功的油井成本和租赁资产减值（1）	13,577		22,610
资本化利息	( 8,510 )		( 83,926 )
其他	372		2,022
合并资本支出总额，净额	$	172,295	$	501,644

______________________________________

(1)与不成功的探井和租赁物相关的成本随后核销为勘探费用，在发生时计入油气资产。

项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

以下讨论和分析应与我们在此所载的合并财务报表及其附注以及我们截至2024年12月31日止年度的年度财务报表一起阅读，这些报表包含在我们的10-K表格年度报告中，以及该年度报告中包含的管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析部分。以下讨论中使用但未定义的任何术语与年度报告中赋予的含义相同。我们的讨论和分析包括涉及风险和不确定性的前瞻性陈述，应与本报告第1A项和年度报告中的“风险因素”一起阅读，以及本节末尾的“前瞻性信息”，以了解可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性陈述存在重大差异的风险和不确定性的信息。

概述

Kosmos能源是一家领先的深水勘探和生产公司，专注于满足世界不断增长的能源需求。我们拥有来自加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美湾近海资产的多样化石油和天然气生产。此外，在我们运营的已探明盆地，我们正在推进高质量的开发机会，这些机会来自我们的勘探成功。

近期动态

加纳

2025年第二季度，加纳产量平均约为8.78万桶/日（净2.91万桶/日），包括对Jubilee FPSO两周计划停产的季度的部分影响。

Jubilee Development钻探在2025年第二季度取得进展，钻探了一口生产井。该井于2025年7月成功上线。该钻机目前正在进行定期维护，然后计划于2025年第四季度在Jubilee油田恢复钻探并完成另外一口生产井，随后计划于2026年进行四口井的钻探活动。

2025年6月，Jubilee和TEN伙伴关系与加纳政府签订了一项谅解备忘录，将WCTP和DT许可证延长至2040年，这些许可证涵盖加纳近海的Jubilee和TEN油田。该伙伴关系目前正在制定一项即将提交批准的Jubilee发展计划修正案、一项涵盖Jubilee油田未来天然气销售的新天然气销售协议，以及提交议会批准的必要文件。所有这些文件预计将在2025年第三季度末之前提交。

美湾

2025年第二季度，来自美湾的平均产量约为1.96万桶/日（约84%为石油）。

2024年7月，我们宣布启动美湾绿色峡谷地区Winterfell开发项目第一阶段的石油生产（25%的工作权益）。2024年10月，在第三口井启动后不久，由于第三口井出砂，该油田的生产被削减。前两口井的产量已于2024年12月恢复。Winterfell-3的修复工作在2025年第一季度进行，然而，没有成功。Winterfell-3在2025年第一季度被临时堵塞和废弃，而该合作伙伴正在评估从Winterfell-3故障区块恢复生产的选项。Winterfell开发钻探项目在2025年第二季度随着Winterfell-4的钻探继续取得进展。Winterfell-4的完工作业目前正在进行中，预计将于2025年第三季度晚些时候上线。

赤道几内亚

2025年第二季度赤道几内亚的产量平均约为22000桶/天（净7700桶/天），低于预期，原因是该季度Ceiba的海底多相流量泵（MPP）机械故障。该合作伙伴关系已同意一项计划，以维修和更换预计将于2025年第四季度安装的第一台更换泵。

毛里塔尼亚和塞内加尔

Greater Tortue Ahmeyim项目

由于GTA油田的产量正在增加，2025年第二季度毛里塔尼亚和塞内加尔的产量平均约为29,200 BOEPD毛产量（净7,100 BOEPD）。

Greater Tortue Ahmeyim（GTA）液化天然气（LNG）项目于2024年12月31日实现了从海底系统到FPSO的首次采气。首批液化天然气已于2025年2月实现，首批液化天然气总货物已于2025年4月成功出口，其中6批总货物已出口至2025年7月。此外，Gimi FLNG船商业运营日期于2025年第二季度实现，成功提升至Tortue Phase 1 SPA下的每日合同销量水平，相当于每年约245万吨。

圣多美和普林西比

2025年5月，我们收到了将圣多美和普林西比近海Block 5区块当前勘探阶段延长12个月至2026年5月的批准。

企业

经营成果

如下表所示，我们的所有结果均代表加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美湾的业务。截至2025年6月30日及2024年6月30日止三个月及六个月的若干经营业绩及统计数字载于下表：


	截至6月30日的三个月，					截至6月30日的六个月，
	2025			2024		2025			2024
	（以千为单位，每卷数据除外）
销量：
石油（MBBL）	5,363			5,210		9,023			10,099
燃气（MMcF）	7,120			4,101		11,292			8,437
NGL（MBBL）	113			60		204			148
合计（MBOE）	6,663			5,954		11,109			11,653
合计（BOEPD）	73,216			65,423		61,376			64,028

收入：
石油销售	$	354,518		$	435,100	$	624,923		$	837,217
燃气销售	36,049			14,494		53,678			29,632
NGL销售	2,068			1,306		4,169			3,154
石油和天然气总收入	$	392,635		$	450,900	$	682,770		$	870,003

平均每桶石油销售价格	$	66.10		$	83.51	$	69.26		$	82.90
平均每千立方英尺天然气销售价格	5.06			3.53		4.75			3.51
每BBL平均NGL销售价格	18.30			21.77		20.44			21.31
每桶油当量平均总销售价格	$	58.93		$	75.73	$	61.46		$	74.66

成本：
石油和天然气生产，不包括修井	$	241,306		$	134,281	$	394,933		$	213,166
石油和天然气生产、修井	1,812			16,452		15,493			31,185
石油和天然气生产总成本	$	243,118	(1)	$	150,733	$	410,426	(1)	$	244,351

损耗、折旧和摊销	$	151,268		$	90,094	$	271,935		$	191,022

每桶油当量平均成本：
石油和天然气生产，不包括修井	$	36.22		$	22.55	$	35.55		$	18.29
石油和天然气生产、修井	0.27			2.76		1.39			2.68
石油和天然气生产总成本	$	36.49	(1)	$	25.31	$	36.94	(1)	$	20.97

损耗、折旧和摊销	22.70			15.13		24.48			16.39
合计	$	59.19		$	40.44	$	61.42		$	37.36

______________________________________

(1)包括截至2025年6月30日止三个月和六个月的6910万美元和1.272亿美元，分别与毛里塔尼亚和塞内加尔GTA 1期项目的液化天然气生产有关。毛里塔尼亚和塞内加尔的所有天然气销售都是液化天然气销售。2025年2月实现首批LNG，2025年4月顺利完成首批LNG货物。

下表列示截至2025年6月30日正在钻探或处于积极完井阶段的油井数量，以及暂停或等待完井的数量：


	主动钻探或				油井暂停或
	完成				等待完成
	探索		发展		探索		发展
	毛额	净	毛额	净	毛额	净	毛额	净
加纳
银禧单位	—	—	1	0.39	—	—	3	1.16
十	—	—	—	—	—	—	5	1.02
赤道几内亚
Block G	—	—	—	—	—	—	1	0.40
美湾

临冬城（1）	1	0.25	—	—	—	—	—	—
提比略	—	—	—	—	1	0.50	—	—
毛里塔尼亚/塞内加尔
Greater Tortue Ahmeyim	—	—	—	—	1	0.27	—	—
塞内加尔Cayar Profond	—	—	—	—	3	2.70	—	—
合计	1	0.25	1	0.39	5	3.47	9	2.58

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(1)包括Winterfell-4井，从会计角度来看，这被认为是一口走出井，但正在作为Winterfell分阶段开发的一部分进行钻探。

下文对运营结果的讨论和期间间比较分析了我们的历史结果。以下讨论可能并不代表未来的结果。

截至2025年6月30日止三个月对比截至2024年6月30日止三个月


	三个月结束
	6月30日，				增加
	2025		2024		（减少）
	（单位：千）
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	392,635	$	450,900	$	(58,265)
出售资产收益	600		—		600
其他收入，净额	283		36		247
总收入和其他收入	393,518		450,936		(57,418)
费用和支出
石油和天然气生产	243,118		150,733		92,385
勘探费用	4,069		13,235		(9,166)
一般和行政	19,074		25,161		(6,087)
损耗、折旧和摊销	151,268		90,094		61,174

利息和其他融资成本，净额	54,834		37,279		17,555
衍生品，净额	(21,566)		(2,852)		(18,714)
其他费用，净额	6,481		2,162		4,319
总费用和支出	457,278		315,812		141,466
所得税前收入（亏损）	(63,760)		135,124		(198,884)
所得税费用	23,980		75,354		(51,374)
净收入（亏损）	$	(87,740)	$	59,770	$	(147,510)

石油和天然气收入。与截至2024年6月30日的三个月相比，截至2025年6月30日的三个月内，石油和天然气收入减少了5830万美元，这主要是由于平均实现的石油和天然气价格较低。我们在截至2025年6月30日的三个月内以每桶当量58.93美元的平均实现价格出售了6,663 MBOE，在截至2024年6月30日的三个月内以每桶当量75.73美元的平均实现价格出售了5,954 MBOE。

石油和天然气生产。与截至2024年6月30日的三个月相比，截至2025年6月30日的三个月内，石油和天然气生产成本增加了9240万美元，这主要是由于与毛里塔尼亚和塞内加尔的GTA 1期项目增加液化天然气生产相关的销量和运营成本增加。

勘探费用。与截至2024年6月30日的三个月相比，截至2025年6月30日的三个月内，勘探费用减少了920万美元，这主要是由于地质和地球物理研究以及相关成本的减少，这是公司专注于管理我们整个投资组合的成本的一部分。

损耗、折旧和摊销。与截至2024年6月30日的三个月相比，截至2025年6月30日的三个月内消耗、折旧和摊销增加了6120万美元，这主要是由于与2024年相应开发活动相关的成本基础增加，导致我们整个投资组合的销量增加和每桶油当量消耗率提高。

利息和其他融资成本，净额。利息和其他融资成本，与截至2024年6月30日的三个月相比，在截至2025年6月30日的三个月内净增加1760万美元，这主要是由于与2024年12月首次天然气生产后的GTA第一阶段项目相关的资本化利息减少，部分被与2024年第二季度融资修订和重述相关的债务修改和清偿损失2200万美元所抵消。

衍生品，净额。在截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月中，我们的未平仓对冲头寸分别录得2160万美元和290万美元的收益。记录的金额是相应期间远期油价曲线变化的结果。

所得税费用。对于截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月，我们的有效税率的变化是由我们在产生所得税前的收入（损失）的税收管辖所驱动的。我们经营所在的司法管辖区的法定税率从0%到35%不等。

截至2025年6月30日止六个月与截至2024年6月30日止六个月比较


	六个月结束
	6月30日，				增加
	2025		2024		（减少）
	（单位：千）
收入和其他收入：
石油和天然气收入	$	682,770	$	870,003	$	(187,233)
出售资产收益	600		—		600
其他收入，净额	579		72		507
总收入和其他收入	683,949		870,075		(186,126)
费用和支出
石油和天然气生产	410,426		244,351		166,075
勘探费用	13,738		25,295		(11,557)
一般和行政	45,329		53,426		(8,097)
损耗、折旧和摊销	271,935		191,022		80,913

利息和其他融资成本，净额	106,676		53,727		52,949
衍生品，净额	(14,834)		20,970		(35,804)
其他费用，净额	8,470		4,191		4,279
总费用和支出	841,740		592,982		248,758
所得税前收入（亏损）	(157,791)		277,093		(434,884)
所得税费用	40,555		125,637		(85,082)
净收入（亏损）	$	(198,346)	$	151,456	$	(349,802)

石油和天然气收入。与截至2024年6月30日的六个月相比，截至2025年6月30日的六个月期间，石油和天然气收入减少了1.872亿美元，这主要是由于产量下降和计划停产两周导致的Jubilee平均实现石油和天然气价格下降和销量下降。我们在截至2025年6月30日的六个月内以每桶当量61.46美元的平均实现价格出售了11,109 MBOE，在截至2024年6月30日的六个月内以每桶当量74.66美元的平均实现价格出售了11,653 MBOE。

石油和天然气生产。与截至2024年6月30日的六个月相比，截至2025年6月30日的六个月期间，石油和天然气生产成本增加了1.661亿美元，这主要是由于与毛里塔尼亚和塞内加尔的GTA 1期项目增加液化天然气生产相关的运营成本。

勘探费用。与截至2024年6月30日的六个月相比，截至2025年6月30日的六个月期间，勘探费用减少了1160万美元，这主要是由于地质和地球物理研究以及相关成本减少，这是公司专注于管理我们整个投资组合的成本的一部分。

损耗、折旧和摊销。与截至2024年6月30日的六个月相比，截至2025年6月30日的六个月期间消耗、折旧和摊销增加了8090万美元，这主要是由于与2024年相应开发活动相关的成本基础增加，导致我们整个投资组合的每桶油当量消耗率增加。

利息和其他融资成本，净额。利息和其他融资成本，与截至2024年6月30日的六个月相比，截至2025年6月30日的六个月期间净增加5290万美元，主要是由于与2024年12月首次天然气生产后的GTA第一阶段项目相关的资本化利息减少，部分被2200万美元的亏损所抵消

关于与2024年第二季度融资机制修订和重述相关的债务修改和终止。

衍生品，净额。在截至2025年6月30日和2024年6月30日的六个月期间，我们的未平仓对冲头寸分别录得1480万美元的收益和2100万美元的亏损。所录得的变动是有关期间油价远期曲线变动的结果。

所得税费用。截至2025年6月30日和2024年6月30日止六个月，我们的整体有效税率受到我们21%的美国所得税报告率和适用于我们加纳的35%法定税率以及适用于我们的赤道几内亚业务的25%法定税率的差异的影响，这些法定税率为0%的司法管辖区或我们已蒙受损失并已针对相应递延税项资产记录估值备抵的司法管辖区，以及其他不可扣除的费用，主要是在美国。

流动性和资本资源

我们正在积极参与一个持续的过程，以预测和满足与我们作为一家深水勘探和生产公司的战略相关的资金需求。我们历来通过经营活动产生的现金流来满足我们的资金需求，并通过发行股权和债务以及合作伙伴carries获得额外资金。

油价历来波动较大，可能会对我们产生足够经营现金流以满足资金需求的能力产生负面影响。这种油价波动可能会影响我们遵守财政契约的能力。为了部分缓解这种价格波动，我们维持积极的对冲计划，并定期审查我们的资本支出计划。我们的投资决策基于基于我们项目性质和发展计划的较长期商品价格。当前的大宗商品价格，加上我们的对冲计划和当前的流动性头寸，支持了我们2025年剩余的资本计划。

因此，我们2025年的资本预算是基于我们在加纳、赤道几内亚、毛里塔尼亚、塞内加尔和美湾的开采和生产计划，以及我们在美湾、毛里塔尼亚和塞内加尔的评估和开发活动。

除其他因素外，我们未来的财务状况和流动性可能受到以下因素的影响：我们的勘探、评估和开采钻探计划的成功、取得的商业上可行的石油和天然气发现的数量以及发现的石油和天然气的数量、我们将这些发现投入生产的速度、我们的石油和天然气生产设施的可靠性、我们持续出口石油和天然气的能力、我们确保和维护合作伙伴的能力及其在资本计划方面的一致性、勘探、评估的实际成本，开采和开发我们的石油和天然气资产，并承保我们保单下的任何索赔。

截至2025年6月30日，该融资机制下的借款总额为10亿美元，融资机制下未提取的可用资金为3.50亿美元。2025年3月，在2025年春季重新确定期间，该公司的贷款银团批准了13.5亿美元的全部融资规模的借款基础。2025年7月，公司与融资贷款人同意修订融资要求的债务覆盖率。该修正案使这一盟约对2025年9月和2026年3月的下两个预定财务盟约评估日期的限制减少,最高分别为4.0x和4.25x，此后恢复到最初商定的评估日3.50x的比率。这一变化旨在使契约计算与最近的业务运营、较低的油价以及与GTA第一阶段项目相关的生产前运营成本对我们的运营结果的影响保持一致。

现金来源和用途

下表列出截至2025年6月30日和2024年6月30日止六个月我们的现金和现金等价物以及限制性现金的来源和用途：


	六个月结束
	6月30日，
	2025		2024
	（单位：千）
现金、现金等价物和受限制现金的来源：
经营活动所产生的现金净额	$	126,280	$	496,220
发行优先票据所得款项净额	—		390,430
长期债务下的借款	200,000		175,000

	326,280		1,061,650
现金、现金等价物和受限制现金的用途：
石油和天然气资产	172,766		552,993

应收票据和其他投资活动	86,791		2,575
长期债务的支付	100,000		350,000
购买有上限的看涨交易	—		49,800


其他融资成本	1		30,925
	359,558		986,293
现金、现金等价物和限制性现金增加（减少）额	$	(33,278)	$	75,357

经营活动提供的现金净额。截至2025年6月30日止六个月经营活动提供的现金净额为1.263亿美元，而截至2024年6月30日止六个月经营活动提供的现金净额为4.962亿美元。与2024年同期相比，截至2025年6月30日止六个月的经营活动提供的现金减少，主要是由于较低的平均实现石油和天然气价格、较低的加纳销量以及与截至2025年6月30日止六个月的GTA第一阶段项目的液化天然气产量增加相关的较高的石油和天然气生产成本。

下表列出截至2025年6月30日和2024年12月31日我们的流动性和财务状况：


	2025年6月30日		2024年12月31日
	（单位：千）
未偿债务本金余额：
设施	$	1,000,000	$	900,000
7.125%优先票据	250,000		250,000
7.750%优先票据	350,000		350,000
7.500%优先票据	400,274		400,274
8.750%优先票据	500,000		500,000

3.125%可转换优先票据	400,000		400,000
长期负债合计	2,900,274		2,800,274
现金及现金等价物	51,694		84,972
受限制现金总额	305		305
净债务	$	2,848,275	$	2,714,997

融资机制下的可用性	$	350,000	$	450,000
可用借款加上现金和现金等价物	$	401,694	$	534,972

资本支出和投资

对于我们的2025年资本支出预算，我们预计将产生资本成本，因为我们：

•在加纳、赤道几内亚和美湾钻探更多的加密井并执行开采和生产活动；

•完成GTA第一阶段的开发；以及

•推进对美湾和国际上现有发现的评估和开发工作。

我们在为未来的活动编制预算时依赖了一些假设。这些包括我们计划钻探的油井数量、我们在运营中的支付权益，包括不成比例的支付金额、开发或参与开发远景所涉及的成本、第三方项目的时间安排、合适设备和合格人员的可用性以及我们的运营现金流。我们还评估潜在的企业和资产收购机会，以支持和扩大我们的资产组合，这可能会影响我们的预算假设。这些假设本质上受到重大商业、政治、经济、监管、健康、环境和竞争不确定性、突发事件和风险的影响，所有这些都难以预测，其中许多超出我们的控制范围。如果市场状况恶化，或者我们的一项或多项假设被证明是不正确的，或者如果我们选择以比我们目前预期更快的速度扩大我们的收购、勘探、评估、开发努力或任何其他活动，我们可能需要更快地筹集额外资金。如果筹集资金的条件有利，我们可能会在需要之前决定筹集额外资金。我们可能会寻求出售资产、股权或债务证券或获得额外的银行信贷便利。出售股本证券可能会稀释我们的股东。产生额外债务可能会导致增加固定债务和额外契约，这可能会限制我们的运营。

2025年资本计划

我们估计，截至2025年12月31日止年度，我们将花费约3.5亿美元的资本，不包括年内任何收购或剥离石油和天然气资产。这一资本支出预算包括：

•大约2.75亿美元与我们生产的加纳、赤道几内亚和美湾资产的维护活动有关，包括加密开发钻探和设施完整性支出；

•约5000万美元用于完成毛里塔尼亚和塞内加尔GTA开发的第一阶段；

•大约2500万美元与推进我们在美湾、毛里塔尼亚和塞内加尔的评估和发展计划有关。

我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的开采和钻探结果的成功以及其他因素而发生重大波动。除其他因素外，我们未来的财务状况和流动性将受到以下因素的影响：我们的石油、天然气和液化天然气生产水平以及我们从石油、天然气和液化天然气销售中获得的价格，以及我们有效对冲未来产量的能力，我们以多方面基础设施为主导的勘探、评估和开发钻探计划的成功，取得的商业上可行的石油和天然气发现的数量以及发现的石油和天然气的数量，我们能够将这些发现投入生产的速度，我们的合作伙伴在资本计划方面的一致性，以及我们的石油和天然气资产的勘探、评估、开采和开发的实际成本，以及我们保单下任何索赔的承保范围。

重要的资本来源

设施

该设施支持我们的石油和天然气勘探、评估和开发计划以及公司活动。根据该融资机制可借入的资金数额，也称为借款基础金额，每年3月和9月确定。借款基础金额基于净现金流和相关资本支出的净现值按一定比例减少的总和以及归属于公司在加纳和赤道几内亚的生产资产中某些资产的储备和/或资源的价值。截至2025年6月30日，融资机制下的借款总额为10亿美元，融资机制下未提取的可用资金为3.50亿美元。

2025年3月，在2025年春季重新确定期间，该公司的贷款银团批准了13.5亿美元的全部融资规模的借款基础。

该融资提供循环信贷和信用证融资。循环信贷融资的可用期在最后到期日前一个月到期。信用证融资在最后到期日到期。可用融资金额受借款基础限制，从2027年4月1日开始，未偿还借款将受到摊销时间表的限制。该融资的最后到期日为2029年12月31日。截至2025年6月30日，我们没有根据该融资开立的信用证。我们有权根据经修订和重述的融资取消所有未提取的承诺。

如果融资机制下存在违约事件，放款人可以加速到期并行使其他权利和补救措施，包括强制执行根据融资机制授予的对某些资产的担保。2025年7月，公司与融资贷款人同意修订融资要求的债务覆盖率。该修正案使这一盟约对2025年9月和2026年3月的下两个预定财务盟约评估日期的限制减少,最高分别为4.0x和4.25x，此后恢复到最初商定的评估日3.50x的比率。这一变化旨在使契约计算与最近的业务运营、较低的油价以及与GTA第一阶段项目相关的生产前运营成本对我们运营结果的影响保持一致。截至2025年3月31日（最近的评估日期），我们遵守了融资机制所载的财务契约。该融资机制包含惯常的交叉违约条款。

美国和许多外国经济体在宏观经济形势变化的推动下继续经历不确定性。尽管其中一些经济体已出现改善迹象，但宏观经济复苏仍不平衡。宏观经济环境的不确定性和相关的全球经济状况导致信贷、股票和外汇市场的极端波动，包括欧洲主权债务市场和其他各种市场的波动。如果我们融资机制内的任何金融机构无法履行其承诺，我们的流动性可能会受到影响。我们积极监测参与我们融资机制的所有金融机构。没有一家金融机构向我们表示可能无法履行其承诺。此外，我们定期审查我们的银行和融资关系，考虑到机构的稳定性和其他方面的关系。根据我们的监测活动，我们目前认为我们的银行将能够履行其承诺。

高级笔记

截至2025年6月30日，我们有四个系列的优先票据未偿还，我们统称为“优先票据”。我们的7.125%优先票据的未偿余额为2.50亿美元，将于2026年4月4日到期。利率为7.125%的优先票据将于每年4月4日和10月4日支付利息。我们的7.750%优先票据的未偿余额为3.50亿美元，将于2027年5月1日到期。利率为7.750%的优先票据将于每年5月1日和11月1日支付利息。我们的7.500%优先票据的未偿余额约为4.003亿美元，将于2028年3月1日到期。利率为7.500%的优先票据将于每年3月1日和9月1日支付利息。我们的8.750%优先票据的未偿余额为5亿美元，将于2031年10月1日到期。8.750%优先票据的利息将于每年4月1日和10月1日支付。

优先票据为Kosmos能源有限公司的优先无抵押债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括3.125%可转换优先票据）享有同等受偿权，对其所有现有和未来的有抵押债务（包括该融资下的所有借款）享有实际上较低的受偿权。优先票据由拥有公司美湾资产的某些子公司在优先、无担保基础上连带担保，并由根据我们的融资借款或担保的实体在次级、无担保基础上连带担保。

2030年到期的3.125%可转换优先票据

我们有一系列优先可转换票据未偿还。我们的3.125%可转换优先票据将于2030年3月15日到期，除非提前转换、赎回或回购。自2024年9月15日起，利息将于每年3月15日和9月15日支付。

3.125%可转换优先票据是Kosmos能源有限公司的优先无担保债务，与其所有现有和未来的优先债务（包括优先票据下的所有借款）在受偿权上处于同等地位，与其所有现有和未来的有担保债务（包括融资下的所有借款，以为此类债务提供担保的资产的价值为限）相比，在受偿权上实际上处于次要地位。3.125%可转换优先票据由我们的某些现有子公司在优先基础上为优先票据提供担保，在某些情况下，我们的某些其他现有或未来的子公司在优先、无担保基础上提供担保。3.125%可转换优先票据由我们的某些现有子公司在次级、无担保基础上提供担保，这些子公司根据融资借款或担保优先票据并在次级基础上提供担保，在某些情况下，我们的某些其他现有或未来子公司。

3.125%可转换优先票据契约包含惯常条款和契约。

就发行3.125%可换股优先票据而言，公司订立上限认购交易（“上限认购交易”）。上限认购交易通常预计将在3.125%可转换优先票据的任何转换时减少对我们普通股持有人的潜在稀释和/或抵消我们需要支付的超过已转换的任何3.125%可转换优先票据本金的任何现金付款（视情况而定），此类减少和/或抵消受上限限制。

合同义务

下表按期间汇总了截至2025年6月30日我们估计的合同义务的应付款项，以及在当前合同条款和市场条件下预计将就融资支付的加权平均利率，以及该工具的估计公允价值。加权平均利率基于报告日收益率曲线中的隐含远期利率。本表不包括递延融资成本的摊销。


																					资产
																					（负债）
																					公允价值
	截至12月31日的年度，																				6月30日，
	2025(2)			2026			2027			2028			2029			此后			合计		2025
	（以千为单位，百分比除外）
固定利率债：
7.125%优先票据	$	—		$	250,000		$	—		$	—		$	—		$	—		$	250,000	$	241,655
7.750%优先票据	—			—			350,000			—			—			—			350,000		311,279
7.500%优先票据	—			—			—			400,274			—			—			400,274		329,446
8.750%优先票据	—			—			—			—			—			500,000			500,000		377,360
3.125%可转换优先票据	—			—			—			—			—			400,000			400,000		275,208

浮动利率债务：
加权平均利率	8.38		%	8.31		%	8.29		%	8.94		%	9.31		%	—		%
设施（1）	$	—		$	—		$	94,086		$	396,487		$	509,427		$	—		$	1,000,000	$	1,000,000


偿还本金债务总额	$	—		$	250,000		$	444,086		$	796,761		$	509,427		$	900,000		$	2,900,274
长期债务的利息和承诺费支付	122,775			211,459			185,271			136,866			86,819			93,750			836,940
经营租赁（3）	2,116			4,296			4,226			3,844			2,808			—			17,290
购买义务（4）	18,654			—			—			—			—			—			18,654
退役信托基金（5）	—			11,460			11,460			11,460			11,460			80,218			126,058
坚定的运输承诺	1,705			4,182			2,074			—			—			—			7,961

__________________________________

(1)表中包含的金额仅代表本金到期日。与融资相关的债务预定到期日基于截至2025年6月30日的借款水平和可用借款基础。借款水平的任何增加或减少或可用借款基础的增加或减少将影响未来五年及其后的债务预定到期日。

(2)代表2025年7月1日至2025年12月31日期间。

(3)主要涉及公司和外国办公室租赁。

(4)表示执行计划中的未来资本项目的总合同义务。Kosmos运营的物业中的其他共同所有者将被收取其在此类成本中的工作权益份额。不包括我们在我们不是运营商的共同拥有的油田和设施的运营商购买承诺中所占的份额，也不包括在我们的石油合同中对勘探活动的承诺，包括油井承诺和地震义务。公司与油气资产的拆除、废弃和恢复成本相关的资产报废义务负债不包括在内。有关这些负债的更多信息，请参见附注13-额外财务信息。

(5)2024年4月，与Jubilee单位合作伙伴达成了一项退役信托协议，以现金资助与Jubilee油田相关的未来退休费用。该运营商目前估计，截至2025年6月30日，承诺总额约为1.261亿美元，净额为Kosmos，在估计的11年期间内，每年将由Kosmos提供资金。我们的资金需求可能会根据退役计划或估计的未来变化而发生变化。

截至2025年6月30日，我们承诺在赤道几内亚钻探一口开发井。

2019年2月，Kosmos和BP与毛里塔尼亚和塞内加尔的国家石油公司签署了Carry Advance协议，该协议规定我们有义务分别为各自的国家石油公司在GTA第一阶段项目产生的某些开发和生产成本中的份额提供资金，直至Gimi FLNG船的商业运营日期。商业运营日期于2025年6月实现，此前根据Tortue Phase 1 SPA成功提升至每日合同销量水平，相当于每年约245万吨。截至2025年6月30日和2024年12月31日，Kosmos对这两项协议的总份额（不包括应计利息）分别为3.555亿美元和2.801亿美元，在我们的综合资产负债表中被归类为长期应收款。Kosmos融资的金额预计将通过国家石油公司在未来收入中的份额来偿还。

根据Tortue Phase 1 SPA，我们向我们的买方BP Gas Marketing Limited作出承诺，将交付我们在最低年度液化天然气合同数量127,951，000 MMBTU中的比例份额，相当于每年约245万吨，但卖方须作出某些向下调整。在某些情况下，如果提供的年度数量低于最低年度合同数量，Kosmos可能有义务将短缺数量贷记或支付一部分合同价格给BP Gas Marketing Limited。

关键会计政策

我们将与我们的收入确认、勘探和开发成本、应收账款、所得税、衍生工具和套期保值活动、已探明的石油和天然气储量估计、资产报废义务和长期资产减值相关的会计政策视为关键会计政策。这些政策包括管理层利用作出估计时可获得的信息作出的重大估计。然而，如果使用不同的信息或假设，这些估计可能会发生重大变化。除附注2 ——会计政策中讨论的项目外，我们在“项目7”中总结的关键会计政策没有任何变化。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”一节在我们的10-K表格年度报告中，截至2024年12月31日止年度。

关于前瞻性陈述的注意事项

这份表格10-Q的季度报告包含估计和前瞻性陈述，主要在“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”中。我们的估计和前瞻性陈述主要基于我们目前的预期和对未来事件和趋势的估计，这些事件和趋势会影响或可能会影响我们的业务和运营。尽管我们认为这些估计和前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到若干风险和不确定性的影响，并且是根据我们目前可获得的信息作出的。许多重要因素，除了我们在表格10-Q的季度报告和我们在表格10-K的年度报告中描述的因素外，可能会对我们在前瞻性陈述中指出的结果产生不利影响。您应该完整地阅读这份关于表格10-Q的季度报告、关于表格10-K的年度报告以及我们向美国证券交易委员会提交的文件，并理解我们未来的实际结果可能与我们的预期存在重大差异。我们的估计和前瞻性陈述可能受到以下因素的影响，其中包括：

•潜在的区域或全球衰退、通胀压力和其他不同的宏观经济状况对美国和整体商业环境的影响；

•乌克兰持续战争和中东持续不稳定的影响以及这些事件对整个石油和天然气行业的影响，包括石油、天然气和液化天然气价格以及运营和资本支出的波动加剧；

•我们发现、获取或获得其他发现和前景的能力，以及从我们目前的发现和前景中成功开发和生产的能力；

•对我们的石油和天然气数据进行估计所固有的不确定性；

•我们和我们的区块合作伙伴的前景发现和开发以及钻井计划的成功实施；

•预计和有针对性的资本支出以及其他成本、承诺和收入；

•终止或干预我们经营所在国政府（或其各自的国家石油公司）或任何其他联邦、州或地方政府或当局授予我们的特许权、权利或授权；

•我们对关键管理人员的依赖以及我们吸引和留住合格技术人员的能力；

•获得融资的能力和遵守可获得此类融资的条款的能力；

•石油、天然气和液化天然气价格的波动性，以及我们以商业上合理的条款实施对冲以应对此类波动性的能力；

•围绕我们的发现和前景开发适当基础设施并将其运输到我们的发现和前景的可用性、成本、功能和可靠性；

•钻机、生产设备、用品、人员和油田服务的可用性和成本；

•其他竞争压力；

•石油和天然气运营中固有的潜在负债，包括钻井和生产风险以及其他运营和环境风险和危害；

•当前和未来政府对石油和天然气行业的监管、适用的货币/外汇部门或对投资或与某些国家或制度开展业务的能力的监管；

•遵守法律法规的成本；

•环境、健康和安全或气候变化或GHG法律、法规和行政命令的变化或新的变化，或这些法律、法规和行政命令的实施、解释；

•我们经营所在司法管辖区主权边界争端的不利影响；

•环境责任；

•地质、地球物理等技术和操作问题，包括钻井和油气生产加工；

•军事行动、内乱、疾病爆发、恐怖行为、战争或禁运；

•充足保险范围的成本和可用性，以及此类保险范围是否足以充分减轻潜在损失，以及我们的保险公司是否遵守我们的保险范围协议规定的义务；

•我们易受恶劣天气事件的影响，包括但不限于热带风暴和飓风，以及气候变化的物理影响；

•我们履行管理我们债务的协议项下义务的能力；

•融资和再融资的可用性和成本我们的债务；

•我们的套期保值交易、信用证、履约保证金和其他有担保债务中要求不时过账的担保物金额；

•我们以商业上合理的条款获得担保或履约保证金的能力；

•我们可能受到或涉及的任何法律程序、仲裁或调查的结果；

•我们在风险管理活动方面取得的成功，包括使用衍生金融工具对冲商品和利率风险；以及

•“第1a项”中讨论的其他风险因素。我们关于表格10-Q的季度报告和关于表格10-K的年度报告中的“风险因素”部分。

“相信”、“可能”、“将”、“目标”、“估计”、“继续”、“预期”、“打算”、“预期”、“计划”等类似词语旨在识别估计和前瞻性陈述。估计和前瞻性陈述仅在作出之日起生效，除法律要求的范围外，我们不承担因新信息、未来事件或其他因素而更新或审查任何估计和/或前瞻性陈述的义务。估计和前瞻性陈述涉及风险和不确定性，并非对未来业绩的保证。由于上述风险和不确定性，本季度报告中关于表格10-Q的估计和前瞻性陈述可能不会发生，由于包括但不限于上述因素，我们未来的结果和我们的业绩可能与这些前瞻性陈述中表达的内容存在重大差异。由于存在这些不确定性，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。

项目3。关于市场风险的定性和定量披露

以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。与我们目前预期的交易相关的“市场风险”一词是指商品价格和利率变化引起的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理持续市场风险敞口的指标。我们进入市场风险敏感工具的目的不是为了投机。

我们根据我们的政策管理市场和交易对手信用风险。根据这些政策和指导方针，我们的管理层确定衍生品交易的适当时机和范围。见“项目8。财务报表和补充数据——附注2 ——会计政策、附注7 ——衍生金融工具和附注8 ——公允价值计量”一节在我们的年度报告中的10-K表格中描述了我们遵循的与我们的衍生金融工具相关的会计程序。

下表调节了截至2025年6月30日止六个月期间我们未平仓衍生合约公允价值发生的变动：


	衍生合约资产（负债）
	大宗商品		利率		合计
	（单位：千）
截至2024年12月31日未完成合同的公允价值	$	9,468	$	2,202	$	11,670
合同公允价值变动	7,227		656		7,883
合约到期日	(4,298)		(1,983)		(6,281)
截至2025年6月30日未完成合同的公允价值	$	12,397	$	875	$	13,272

商品价格风险

该公司的收入、收益、现金流、资本投资、债务能力以及最终的未来增长率在很大程度上取决于我们收到的原油价格，而原油价格在历史上一直非常不稳定。基本上我们所有的石油销售都与过时的布伦特和重路易斯安那甜指数。2025年前六个月，过时的布伦特原油价格在61.09美元至83.06美元/桶之间，重油路易斯安那甘油在2025年前六个月经历了类似的波动。

商品衍生工具

我们签订各种石油衍生品合约，以减轻与预期未来石油产量相关的商品价格风险敞口。这些合约目前包括掉期、项圈、看跌期权和看涨期权。关于我们在各种商品衍生工具下的义务，如果我们的产量不超过我们现有的对冲头寸，我们对商品衍生工具的敞口将会增加。此外，我们获得信贷的能力降低可能会降低我们以商业上合理的条款实施衍生品合约的能力。

商品价格敏感度

下表提供了截至2025年6月30日对油价变化敏感的我们的石油衍生金融工具的信息。成交量和加权平均价格均已扣除所订立的任何抵消性衍生工具。


				每桶加权平均价格										资产
				递延净额										（负债）
				溢价										公允价值
				应付/				已售						6月30日，
任期	合同类型	指数	MBBL	（应收款项）		互换		把		楼层		天花板		2025(2)
														（单位：千）
2025:
7月-12月	双向项圈	过时的布伦特	4,000	$	1.35	$	—	$	—	$	60.00	$	74.94	$	(1,544)
7月-12月	三向项圈	过时的布伦特	1,000	1.13		—		55.00		70.00		85.00		3,329
2026:
1月-6月	双向项圈	过时的布伦特	1,000	1.55		—		—		60.00		74.75		120
1月-12月	三向项圈	过时的布伦特	2,000	—		—		50.00		60.00		75.51		(576)
1月-6月	掉期（1）	过时的布伦特	1,000	—		72.90		—		—		80.00		5,980
1月-12月	掉期（1）	过时的布伦特	1,000	—		72.46		—		—		80.00		5,088

__________________________________

(1)包括出售给交易对手以增强掉期的看涨期权合约。

(2)公允价值基于2025年6月30日的平均远期油价。

2025年7月，我们签订了2026年1月至2026年12月2.0MMBbl的有日期布伦特增强掉期合约，低于地板价为55.00美元/桶，掉期价格为69.70美元/桶。

截至2025年6月30日，我们的开放式商品衍生工具的净资产头寸为1240万美元。截至2025年6月30日，假设油价曲线价格上涨10%，未来税前收益将减少约43.0百万美元。同样，假设价格下降10%将使未来的税前收益增加约4130万美元。例如，如果2025年剩余时间和2026年油价平均为每桶50.00美元或60.00美元，那么我们扣除衍生品后的平均实现定价将分别约为每桶55.00美元和62.00美元，不包括任何差异的影响（包括季度末后投放的对冲的影响）。

利率衍生工具

有关我们对利率变化敏感的利率衍生工具条款的具体信息，请参见附注7 —衍生金融工具和附注8 —公允价值计量。

利率敏感性

市场利率的变化会影响我们为某些借款支付的利息金额。截至2025年6月30日，该融资下的未偿还借款总额为10亿美元，加权平均利率为8.1%，受浮动利率影响，这使我们面临因市场利率可能上升而导致收益或现金流损失的风险。如果浮动市场利率提高10%，我们的加权平均利率将提高到大约8.6%。在这个浮动利率债务水平上，我们每年将支付大约420万美元的额外利息费用。2025年固定利率互换的影响将使截至2025年12月31日的六个月的估计额外利息支出减少至110万美元。融资下未提取可用性的承诺费不受利率变化的影响。我们所有的其他长期负债都是固定利率，不会让我们面临因市场利率变化而导致现金流损失的风险。此外，市场利率的变化可能会影响与未来债务发行或与GTA FPSO安排相关的任何未来借款和未来付款相关的利息成本。

截至2025年6月30日，我们利率掉期的公允市场价值约为0.9百万美元的净资产。如果SOFR变动10%，对我们利率互换的公允市场价值影响可以忽略不计。

项目4。控制和程序

评估披露控制和程序

截至本报告涵盖的期间结束时，对公司披露控制和程序（定义见经修订的1934年证券交易法（“交易法”）第13a-15（e）条）的设计和运作的有效性的评估是在公司管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）的监督和参与下进行的。本次评估考虑了在我们的披露委员会指导下开展的各种流程，以努力确保我们根据《交易法》提交或提交的SEC报告中要求披露的信息准确、完整和及时。然而，一个控制系统，无论设计和操作得多么好，都只能提供合理的，而不是绝对的，保证控制系统的目标得到满足。控制系统的设计必须反映存在资源限制的事实，控制的收益必须相对于其成本来考虑。因此，任何对控制的评估都不能绝对保证我们公司内部的所有控制问题和欺诈事件（如果有的话）都已被发现。基于此评估，我们的首席执行官和我们的首席财务官得出结论，截至2025年6月30日，公司的披露控制和程序是有效的，以确保公司在其根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，包括这些信息被积累并传达给公司管理层，包括我们的首席执行官和我们的首席财务官，以便及时就要求的披露做出决定。

对财务报告内部控制变化的评价

在我们最近一个财政季度期间，我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

第二部分。其他信息

项目1。法律程序

与“项目3”中讨论的有关法律诉讼的信息没有重大变化。法律程序"一节我们的年度报告表格10-K。

项目1a。风险因素

与“第1A项”讨论的风险没有实质性变化。我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中的“风险因素”部分。

项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途

没有。

项目3。优先证券违约

没有。

项目4。矿山安全披露

不适用。

项目5。其他信息。

规则10b5-1和非规则10b5-1交易安排

截至二零二五年六月三十日止六个月期间，我们若干高级人员及董事通过或终止规则10b5-1交易安排如下。

2025年2月27日，约翰·格兰特爵士，a 我们的董事会成员，通过了一项交易计划，旨在满足《交易法》第10b5-1（c）条规定的条件。约翰·格兰特爵士的计划是在2025年6月5日出售最多27,923股我们的普通股，以支付根据公司长期激励计划授予他的限制性股票单位归属的所得税责任。约翰·格兰特爵士出售 27,923 股票上 2025年6月5日计划现在已经终止 .

在截至2025年6月30日的六个月内，我们的高级职员或董事均未采纳或终止任何非规则10b5-1交易安排。

签名

根据1934年《证券法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。


		Kosmos Energy Ltd.
		（注册人）

日期	2025年8月4日	/s/NEAL D. SHAH
		Neal D. Shah
		高级副总裁兼首席财务官
		（首席财务官）

项目6。展品

本项目6所要求的信息在本季度报告随附的表格10-Q的展品索引中列出。

展览指数


附件数						文件说明


31.1						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官进行认证。

31.2						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官进行认证。

32.1						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条对首席执行官进行认证。

32.2						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条对首席财务官进行认证。

101.INS						XBRL实例文档

101.SCH						XBRL分类学扩展架构文档

101.CAL						XBRL分类学扩展计算linkbase文档

101.LAB						XBRL分类学扩展标签Linkbase文档

101.PRE						XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase文档

101.DEF						XBRL分类学扩展定义linkbase文档

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