业绩总结 - 2024年第一季度净产量约为66,700桶/日[15] - 2024年第一季度实现油价约为73.0美元/桶[15] - 2024年第一季度运营支出约为16.4美元/桶[15] - 2024年第一季度折旧、摊销费用约为17.7美元/桶[15] - FY2024生产预期为每日62,000至66,000桶油当量，Opex为每桶23.00至25.00美元[18] - FY2024预计DD&A为每桶14.50至16.50美元，G&A为25至30百万美元[18] - FY2024勘探费用预计为10至15百万美元，利息费用预计为35至40百万美元[18] 资本支出和债务 - 2024年第一季度总资本支出为286百万美元[15] - 2024年底计划债务到期额为450百万美元[16] - 2024年底未使用的循环信贷额度为625百万美元[16] - 2024年底计划债务到期额为400百万美元[16] - 2024年底计划债务到期额为175百万美元[16]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2024年第一季度公司净收入为9200万美元，摊薄后每股收益0.19美元；调整后净收入为9900万美元，摊薄后每股收益0.21美元[1] - 2024年第一季度公司净收入为9.1686亿美元，2023年同期为8.3309亿美元[36] - 截至2024年3月31日，公司总资产为53.50131亿美元，2023年12月31日为49.38134亿美元[38] - 2024年第一季度经营活动提供的净现金为2.72563亿美元，2023年同期为2.03853亿美元[40] - 2024年第一季度投资活动使用的净现金为3.1735亿美元，2023年同期为2.39356亿美元[40] - 2024年第一季度融资活动提供的净现金为2.03939亿美元，2023年同期使用1.9475亿美元[40] - 2024年第一季度EBITDAX为3.0165亿美元，2023年同期为2.86675亿美元[42] - 截至2024年3月31日，公司净债务为24.42087亿美元，2023年12月31日为23.26239亿美元[42] - 2024年第一季度调整后净收入为9.9097亿美元，2023年同期为7.7694亿美元[43] - 2024年第一季度基础业务自由现金流为1.16432亿美元，2023年同期为1.06679亿美元[46] - 2024年第一季度自由现金流为 - 4225.9万美元，2023年同期为 - 1983.2万美元[46] 公司整体业务产量与收入成本数据 - 第一季度净产量约为66700桶油当量/天，同比增长约13%，销售量约为62600桶油当量/天[4] - 第一季度收入为4.19亿美元，每桶油当量73.52美元；生产费用为9400万美元，每桶油当量16.42美元；资本支出为2.86亿美元[4] - 2024年第一季度末公司总长期债务约为27亿美元，净债务约为24亿美元，可用流动性约为9.54亿美元[7] - 第一季度公司经营活动提供的净现金约为2.73亿美元，自由现金流约为 - 4200万美元[7] - 2024年第一季度净销量：石油489万桶，天然气433600万立方英尺，NGL8.8万桶，总计570.1万桶油当量，日均产量62645桶油当量[47] - 2024年第一季度收入：石油销售4.02117亿美元，天然气销售1513.8万美元，NGL销售184.8万美元，油气总收入4.19103亿美元，实现收入4.16169亿美元[47] - 2024年第一季度油气生产成本为9361.8万美元，每桶油当量成本为16.42美元[47] - 截至2024年3月31日，公司少提约20万桶[48] 各地区业务线产量数据 - 加纳2024年第一季度产量平均约为43800桶油当量/天，公司从加纳起运三批货物[9] - 美国墨西哥湾2024年第一季度产量平均约为14500桶油当量/天（约81%为石油）[14] - 赤道几内亚2024年第一季度总产量平均约为24400桶/天，公司净产量约为8400桶/天，公司从赤道几内亚起运一批货物[19] 项目进展与计划 - 大托尔图阿 - 阿梅伊姆液化天然气项目预计2024年第三季度产出首批天然气，第四季度产出首批液化天然气[23] - 公司计划将雅卡尔 - 特兰加项目的工作权益降至约25% - 33%，同时保留项目经营权[24] 套期保值情况 - 2024年套期保值情况：三种双向领口期权分别对应不同的指数、交易量、底价、卖出看跌期权和上限价格[50] 未来业务指导数据 - 2024年第二季度产量指导为62000 - 66000桶油当量/天，全年为71000 - 77000桶油当量/天[52] - 2024年第二季度运营成本指导为23 - 25美元/桶油当量，全年约为15 - 17美元/桶油当量[52] - 2024年第二季度G&A费用为2500 - 3000万美元，全年为1 - 1.2亿美元[52] - 2024年第二季度勘探费用为1000 - 1500万美元，全年为4000 - 6000万美元[52] - 2024年第二季度资本支出为2.25 - 2.75亿美元，全年为7 - 7.5亿美元[52]

财务数据关键指标变化 - 2023年和2022年公司总资产分别为49.38134亿美元和45.79988亿美元[463] - 2023年和2022年公司总负债分别为43.05797亿美元和39.9214亿美元[463] - 2023年和2022年公司股东权益分别为10.32337亿美元和7.87848亿美元[463] - 2023年、2022年和2021年公司油气收入分别为17.01608亿美元、22.45355亿美元和13.32013亿美元[465] - 2023年、2022年和2021年公司总成本和费用分别为13.298亿美元、19.62708亿美元和13.77219亿美元[465] - 2023年、2022年和2021年公司税前收入（亏损）分别为3.71735亿美元、3.37067亿美元和 - 0.4338亿美元[465] - 2023年、2022年和2021年公司净收入（亏损）分别为2.1352亿美元、2.26551亿美元和 - 0.77836亿美元[465] - 2023年和2022年公司基本每股净收入（亏损）分别为0.46美元和0.50美元，2021年为 - 0.19美元[465] - 2023年和2022年公司摊薄每股净收入（亏损）分别为0.44美元和0.48美元，2021年为 - 0.19美元[465] - 2023年公司净收入为213,520千美元，2022年为226,551千美元，2021年净亏损为77,836千美元[470] - 2023年经营活动提供的净现金为765,170千美元，2022年为1,130,476千美元，2021年为374,344千美元[470] - 2023年投资活动使用的净现金为994,850千美元，2022年为703,855千美元，2021年为973,377千美元[470] - 2023年融资活动提供的净现金为141,620千美元，2022年使用的净现金为414,696千美元，2021年提供的净现金为624,165千美元[470] - 截至2023年12月31日，公司现金、现金等价物和受限现金为98,761千美元，2022年为186,821千美元，2021年为174,896千美元[470] - 截至2023年和2022年12月31日，公司当前联合权益账单应收账款的坏账准备分别为980万美元和700万美元[479] - 截至2023年和2022年12月31日，公司库存分别包括1.43亿美元和1.253亿美元的材料和用品，以及910万美元和820万美元的碳氢化合物[480] - 2023年、2022年和2021年，公司对材料和用品库存分别计提了740万美元、150万美元和120万美元的减值[480] - 截至2023年和2022年12月31日，公司应收账款分别为1.20733亿美元和1.19735亿美元，长期应收账款分别为3.25181亿美元和2.35696亿美元[522] - 截至2023年和2022年12月31日，公司对毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的长期应收款本金分别为2.592亿美元和1.969亿美元，应计利息分别为3730万美元和2150万美元，2023 - 2021年利息收入分别为1590万美元、1010万美元和710万美元[523] - 截至2023年和2022年12月31日，公司油气资产净值分别为4.154356亿美元和3.837437亿美元，2023 - 2021年折耗费用分别为4.116亿美元、4.714亿美元和4.423亿美元，折旧费用分别为370万美元、360万美元和390万美元[527] - 截至2023年和2022年12月31日，公司资本化勘探井成本分别为2.11959亿美元和1.45957亿美元，2023 - 2021年新增资本化勘探井成本分别为6600.2万美元、2520.9万美元和3189.1万美元[532][535] - 2023年和2022年总租赁成本分别为2309.6万美元和1967.7万美元[537] - 2023年和2022年其他资产（使用权资产）分别为1423.4万美元和1604.4万美元[538] - 2023年和2022年加权平均剩余租赁期限分别为5.6年和6.5年，加权平均折现率均为9.8%[538] - 2023年未来最低租赁付款总额（未折现）为2344.2万美元，总租赁负债为1806.8万美元[540] - 2023年和2022年总长期债务分别为2.425亿美元和2.27亿美元，净债务分别为2.390914亿美元和2.225911亿美元[541] - 2023 - 2021年利息及其他融资成本净额分别为95904千美元、118260千美元和128371千美元[579] - 2023 - 2021年资本化利息分别为1.387亿美元、0.843亿美元和0.461亿美元，主要与大托尔图阿 - 阿梅伊姆一期项目有关[579] - 截至2023年12月31日，预计2024 - 2028年及以后的债务本金偿还额分别为2425000千美元、300000千美元、1066667千美元、608333千美元、450000千美元和0千美元[578] - 2023年12月31日，7.125%高级票据账面价值64691.2万美元，公允价值62282.4万美元；7.750%高级票据账面价值39671.8万美元，公允价值37476.4万美元；7.500%高级票据账面价值44629.1万美元，公允价值41246.1万美元；GoM定期贷款账面价值为0，公允价值为0；信贷安排账面价值92500万美元，公允价值92500万美元[591] - 2022年12月31日，7.125%高级票据账面价值64569.9万美元，公允价值55820.1万美元；7.750%高级票据账面价值39589.3万美元，公允价值33559.2万美元；7.500%高级票据账面价值44556.4万美元，公允价值36195.8万美元；GoM定期贷款账面价值14500万美元，公允价值14500万美元；信贷安排账面价值62500万美元，公允价值62500万美元[591] - 2023年，因TEN油田长期资产减值，产生2.223亿美元减值费用，使TEN油田账面价值减至零[594] - 2022年，TEN油田长期资产减值4.5亿美元，使TEN油田账面价值减至2.357亿美元[596] - 2023年12月31日，资产弃置义务期初余额30253.4万美元，期末余额34678.6万美元；2022年12月31日期初余额32545.9万美元，期末余额30253.4万美元[598] - 2023、2022、2021年股份支付薪酬费用分别为42693千美元、34546千美元、31651千美元[605] - 2023年公司净递延税负债减少约1.076亿美元，主要因TEN油田2.223亿美元减值致递延税负债减少7780万美元；2022年净递延税负债减少约2.427亿美元，主要因TEN油田4.5亿美元减值致递延税负债减少约1.576亿美元[607] - 2023、2022、2021年税前收入（亏损）分别为371735千美元、337067千美元、 - 43380千美元[608] - 2023、2022、2021年所得税费用分别为158215千美元、110516千美元、34456千美元[608] - 2023、2022、2021年法定税率计算的所得税（收益）分别为78064千美元、70784千美元、 - 9110千美元，有效税率分别为43%、33%、79%[609] - 2023、2022、2021年美国有效税率约为 - 2%、10%、2%，加纳约为36%、35%、35%，赤道几内亚约为35%、36%、35%[610][611] - 其他外国司法管辖区业务有效税率为0%，因所在国法定税率为0%或公司在这些国家亏损且有全额估值备抵[612] 各条业务线数据关键指标变化 - 2023年12月31日，公司未平仓衍生品合约公允价值为676.5万美元，较2022年的268.8万美元，因合约公允价值变动减少2834.9万美元，合约到期增加3242.6万美元[422] - 2023年，Dated Brent原油价格在每桶71.71美元至97.92美元之间波动，Heavy Louisiana Sweet原油价格也有类似波动[423] - 截至2023年12月31日，公司2024年1 - 12月的400万桶Dated Brent原油三方领口期权合约，加权平均售价45美元/桶，底价70美元/桶，顶价96.25美元/桶，资产公允价值447.7万美元；1 - 6月的200万桶Dated Brent原油两方领口期权合约，底价65美元/桶，顶价85美元/桶，负债公允价值310.3万美元；1 - 12月的200万桶Dated Brent原油两方领口期权合约，底价70美元/桶，顶价100美元/桶，资产公允价值546.3万美元[426] - 2024年1月，公司签订了200万桶2024年7 - 12月的Dated Brent原油三方领口期权合约，卖权价格45美元/桶，底价70美元/桶，顶价90美元/桶[427] - 截至2023年12月31日，公司未平仓商品衍生品工具处于净资产头寸680万美元；商品期货价格曲线假设上涨10%，未来税前收益将减少约2220万美元；假设下降10%，未来税前收益将增加约2340万美元[428] - 截至2023年12月31日，公司信贷安排下未偿还借款约9.25亿美元，加权平均利率9.2%；若浮动市场利率在此水平上提高10%，每年将多支付约500万美元利息费用[429] - 截至2023年12月31日，公司油气资产净值41.5亿美元，当年折耗费用4.116亿美元[443] - 截至2023年12月31日，公司资产退休义务总计3.468亿美元，管理层聘请专家估算预期现金流出[446] 公司业务相关事件 - 2018年12月，公司将注册地从百慕大变更为美国特拉华州[472] - 2023年2月公司与赤道几内亚共和国签订石油合同，持有EG - 01区块24%非运营权益，该区块约59400英亩，首探期3年[508] - 2023年11月BP放弃Yakaar和Teranga发现的权益，公司承接其权益并成为Cayar Offshore Profond区块运营商，目前公司权益为90% [509] - 2022年3月和9月公司两次收购美国墨西哥湾Green Canyon部分区块权益，最终在943、944、987和988号区块权益达25.0%，在899和900号区块权益达37.8%，分别花费960万美元和660万美元[510] - 2022年5月公司与赤道几内亚相关部门延长G区块石油合同期限至2040年，二季度支付签字费并同意开展工作项目[511] - 2022年6月公司以约2900万美元收购Kodiak油田额外5.9%权益，工作权益从29.1%增至35.0% [512][513] - 2022年6月，公司放弃毛里塔尼亚近海C12区块；2021年，放弃毛里塔尼亚近海C13区块[514][521] - 2022年10月，公司与Panoro Energy ASA达成农场转让协议，转让赤道几内亚近海S区块6.0%的参与权益，使公司在该区块的参与权益降至34.0%，获得约180万美元现金对价，交易于2023年3月完成[515] - 2021年10月，公司以4.559亿美元现金收购Anadarko WCTP，交易相关成本950万美元，收购后公司在朱比利单元区的权益从24.1%增至42.1%，在TEN油田的权益从17.0%增至28.1%[516] - 2021年，公司通过发行4亿美元浮动利率优先票据和7500万美元借款为收购融资，后用发行4亿美元7.750%优先票据和手头现金偿还过桥票据，还通过公开发行4310万股普通股获得1.366亿美元用于偿还部分借款[517] - 2022年3月，公司与Tullow完成优先购买权交易，公司在朱比利单元区的权益从42.1%降至38.6%，在TEN油田的权益从28.1%降至20.4%，Tullow支付1.182亿美元现金对价，公司油气资产净值减少1.755亿美元[520] 公司会计政策及准则相关 - 租赁改良折旧年限为1 - 8年，办公家具、固定装置和计算机设备折旧年限为3 - 7年[488] - 公司使用石油衍生品合约对冲商品价格风险，衍生品按公允价值计量，不采用套期会计[496] - 公司按ASC 740核算所得税，根据资产负债表和税基差异确定递延所得税，必要时设立估值备抵[503] - FASB于2023年12月发布ASU 2023 - 09，2024年12月15日后年度生效，公司不提前采用[507] 公司债务相关

财务数据和关键指标变化 - 2023年第四季度产量为6.6万桶油当量/日，同比增长12% [45] - 2023年退出时杠杆率为1.9倍，长期目标是在油价中期周期时达到1.5倍或更低 [29] - 2024年全年资本支出预计为7 - 7.5亿美元，其中约三分之一为维护资本支出，增长资本支出预计占2024年总额的60% - 65% [77] - 预计2025年及以后年度资本支出将稳定在约5.5亿美元，其中维护资本支出约3 - 3.5亿美元，增长资本支出约2 - 2.5亿美元 [42][56] - 随着Tortue和Winterfell项目上线，预计季度自由现金流在油价中期周期时达到1 - 1.15亿美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳业务 - 2024年Jubilee和TEN的全年指导产量约为11.65万桶/日（毛产量），相当于Kosmos的净产量约4万桶/日，另外还有约6000桶油当量/日的天然气净产量 [21] - Jubilee运营商全年指导产量为10万桶/日（毛产量），随着新井上线，产量预计全年增长 [21] - TEN运营商2024年指导产量约为1.65万桶/日（毛产量），TEN开发计划有待政府批准，今年未计划重大活动 [49] 墨西哥湾业务 - 2024年全年净产量指导为1.55 - 1.7万桶油当量/日，包括预计下半年的飓风停机时间 [23] - Winterfell预计下季度初实现首油，Tiberius预计今年晚些时候做出最终投资决策，开发周期为18 - 24个月 [14][24] 赤道几内亚业务 - 2024年全年净产量指导约为8000桶/日，不包括计划中的加密钻井活动的贡献，该活动因安全问题推迟 [25] 毛里塔尼亚和塞内加尔业务 - Tortue Phase 1预计今年晚些时候投产，首气预计在第三季度，LNG预计在第四季度 [27][70] - 预计Tortue在2024年第三季度有部分权益产量，第四季度接近满负荷生产，净产量约2000 - 3000桶油当量/日 [99] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司是领先的深水独立勘探与生产公司，专注满足全球对清洁能源不断增长的需求，通过低成本、低碳的石油资产和世界级天然气项目提供能源 [10] - 目标是到年底将产量提高到约9万桶油当量/日，实现自2022年下半年以来50%的增长目标，天然气在总产量中的占比预计从约10%增加到约25% [39] - 优先使用未来自由现金流偿还债务，直到达到杠杆目标，之后考虑股东回报 [6] - 继续推进Yakaar Teranga项目，考虑引入合作伙伴，也考虑涉及Tortue的更大交易以加速战略议程和实现财务弹性 [32][60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年是充满催化剂的一年，Jubilee产量提升和Winterfell首油预计在未来几个月实现，Tortue首气将是公司和相关国家的重要里程碑 [31][57] - 随着产量增加和资本支出下降，公司将实现强劲的现金生成和快速去杠杆化，朝着目标债务水平迈进 [31] - 美国LNG出口审批暂停，新的天然气供应来源将受到重视，公司在毛里塔尼亚和塞内加尔的项目具有价值 [80] 其他重要信息 - 公司继续保持运营的1级和2级碳排放碳中和，2023年宣布到2026年将股权1级碳排放从2022年基线减少25%的近期目标，并取得良好进展 [16] - 公司的ESG表现得到认可，被MSCI评为AAA级，连续第二年位居行业前20%，连续四年被《新闻周刊》和Statista评为美国最负责任的公司之一 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于从天然气投资组合中实现价值的评论 - 公司在毛里塔尼亚和塞内加尔的项目取得进展，Tortue首气即将实现，Yakaar Teranga概念设计正在推进，Tortue Phase 2也在加速。目前主要围绕Yakaar Teranga进行讨论，若有涉及Tortue的更大交易也会考虑，以加速战略议程 [32][33] 问题2: 自由现金流拐点的定价情况 - 基于当前估计，约为70 - 75美元的布伦特油价 [82] 问题3: 2025年资本支出相关问题 - 2025年及以后目标资本支出约为5.5亿美元，包括约3 - 3.5亿美元的维护资本支出和2 - 2.5亿美元的增长资本支出，可维持季度1 - 1.5亿美元的自由现金流 [63][64] 问题4: 资本分配和Tortue FPSO相关问题 - 2024年通过项目交付实现增长，未来会更有选择性地进行项目投资，以实现长期增长。Tortue项目进展顺利，FPSO预计下季度初到达现场，第三季度实现首气，第四季度实现LNG [68][69][70] 问题5: 赤道几内亚钻机相关问题 - 目前正在市场上寻找可用钻机，现在很难给出具体信息。钻机需具备完井能力，用于加密井的钻探和完井 [91][72] 问题6: 加纳TEN开发计划审批时间和对产量的影响 - 目前未在TEN计划重大未来工作范围，若开发计划获批，资本支出需在公司设定的框架内竞争。由于加纳处于选举年，难以预测审批时间 [73] 问题7: Tortue产量、运营成本和资本利息相关问题 - 2024年Tortue预计第三季度有部分权益产量，第四季度接近满负荷生产，净产量约2000 - 3000桶油当量/日。运营成本预计略高于1.15 - 1.3亿美元，因项目爬坡和调试成本等因素。资本利息约为每季度2500万美元，仅在今年上半年计入 [99][63][103] 问题8: Jubilee当前产量和井的表现 - Jubilee今年的表现取决于基础维护和注水量，目前注水量达到创纪录水平，实现100%孔隙度置换。前两口井的注入和产量符合预期，第二口生产井启动后，产量预计回到10万桶/日以上 [107][108][109] 问题9: 赤道几内亚加密钻井对2024年产量的影响和新钻机成本风险 - 若按计划钻探，赤道几内亚产量可从约8000桶/日提高到约1.1万桶/日，有一定增产潜力。新钻机成本可能略高，但不会影响资本指导和井的经济效益 [111][134] 问题10: Tortue货物分配仲裁时间和Phase 2进展 - 仲裁预计在第二季度进行，裁决时间约在年中。NOCs有兴趣加速Tortue Phase 2的时间表，以充分利用已建成的基础设施 [132][133] 问题11: 2025年资本支出的具体工作安排 - 墨西哥湾预计每18个月进行一次ILX井钻探，可能是一组三口井，属于2 - 2.5亿美元的增长资本支出部分。Jubilee可能在2025年及以后有钻机回归，维护资本支出约3 - 3.5亿美元，涵盖Jubilee、赤道几内亚和偶尔的墨西哥湾维护钻探 [137][138]

公司财务表现 - 第四季度公司净收入为2200万美元，调整后净收入为1.49亿美元[1] - 第四季度净销售额为5.08亿美元，生产费用为1.04亿美元[2] - 公司2023年第四季度净现金流为2.94亿美元，自由现金流为-2700万美元[5] 公司发展计划 - 2023年公司继续推进关键发展项目，预计产量将增长50%[2] - 公司2023年底1P储量约为2.8亿桶油当量，2P储量约为5.2亿桶油当量[8] - 2024年第三季度预计首次投产，第四季度预计首次液化天然气[26] 非GAAP财务指标 - 公司使用的非GAAP财务指标包括EBITDAX、调整后的净收入（亏损）、调整后的每股净收入（亏损）、自由现金流和净债务[32] - 这些非GAAP财务指标对投资者有用，因为它们经常被证券分析师、投资者和其他利益相关方在评估石油和天然气行业公司时使用[33] - 公司还包含了一些前瞻性的非GAAP财务指标，包括自由现金流，由于这些前瞻性财务指标的特性，管理层无法可靠或合理地预测最直接可比的前瞻性GAAP措施的某些必要组成部分[34] Kosmos Energy Ltd.财务数据 - Kosmos Energy Ltd. 2023年第四季度调整后净收入为21,681,000美元[42] - Kosmos Energy Ltd. 2023年第四季度自由现金流为-26,913,000美元[43] - Kosmos Energy Ltd. 2023年第四季度石油销售收入为491,438,000美元[44] - Kosmos Energy Ltd. 2024年第一季度产量预期为65,000 - 68,000桶油当量/日[45] - Kosmos Energy Ltd. 2024年预期每桶油销售价格为82.78美元[44] - Kosmos Energy Ltd. 2024年预期每桶油和气生产成本为15.46美元[44] - Kosmos Energy Ltd. 2024年预期总资本支出为700 - 750百万美元[45] - Kosmos Energy Ltd. 2024年预期总税收为10 - 12美元/桶油当量[45] - Kosmos Energy Ltd. 2024年预期总利息支出约为150百万美元[45]

分组1 - 公司正在执行一个明确且一致的战略,提供当今所需的能源,同时努力降低投资组合的碳强度,为未来提供更清洁的能源 [7] - 公司已经取得了多项重要里程碑,包括Jubilee Southeast项目的投产,以及Tortue和Winterfell项目的持续进展 [8][10] - 公司最近还宣布了两个新的高质量、有优势的油气投资机会,分别是墨西哥湾的Tiberius发现和塞内加尔的Yakaar Teranga项目 [11][27] - 这些项目将为公司未来几年带来持续的价值增长 [12][13] 分组2 - 第三季度公司净产量约为68,000桶油当量/天,符合指引,较上季度增加约17% [14] - Jubilee项目第三季度平均产量约96,000桶/天,较上季度增加超过30%,但由于水注入率较低,预计2023年全年产量将降至85,000桶/天 [14][19][20][21][23][24] - Tortue项目的关键工作流程正在取得进展,包括码头设施的移交和海底管线工作的重新承包 [25][26] - 公司正在评估Yakaar Teranga项目的创新开发方案,目标是为塞内加尔国内市场提供具有成本竞争力的天然气,同时通过浮式LNG设施出口国际市场 [27][28][29] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Matthew Smith 提问** 询问了Tortue项目2023年和2024年的资本支出变化情况 [47][50] **Neal Shah 回答** 2023年Tortue项目资本支出与之前预期基本一致,但有部分支出从2023年推迟到2024年,预计2024年资本支出将增加约1亿美元 [50][51] 问题2 **Charles Meade 提问** 询问了Yakaar Teranga项目在公司战略中的地位,以及公司如何看待BP退出该项目的影响 [57][58][59][60] **Andrew Inglis 回答** Yakaar Teranga是一个高质量的天然气资源项目,公司认为它具有很强的商业价值,可以为塞内加尔国内市场和国际LNG市场提供低成本的清洁能源。公司将与塞内加尔国油公司Petrosen合作,采取创新的开发方案,并引入合适的合作伙伴 [59][60][61][62][63][64] 问题3 **Neil Mehta 提问** 询问了公司2023年和2024年资本支出的具体情况 [75][77][78][79] **Neal Shah 回答** 2023年资本支出增加主要是由于加快Jubilee和Tiberius项目的投资。2024年资本支出将处于Tortue和Winterfell项目完工过渡期,预计会介于2023年和未来稳定水平之间 [77][78][79]

业绩总结 - Kosmos Energy Ltd.在2023年第三季度实现了净产量约68,200桶油当量/日，符合预期，同比增长17%[10] - 2023年第三季度公司净产量达到约68,200桶油当量/天，较第二季度增长[15] 项目进展 - Jubilee项目的产量预计将持续增长至2024年[11] - Mauritania & Senegal的Tortue Phase 1项目的关键节点已完成，FPSO目前推动整个项目进度[12] - Yakaar-Teranga项目发现了约25万亿立方英尺的优势气体，Kosmos现在控制着这个世界级资源的开发[13] - Tiberius公司目前在评估分阶段开发项目，预计将在约2年内实现首次生产[14] 财务状况 - 公司财务状况持续增强，资本结构得到简化，无近期债务到期[16]

债务偿还与信贷情况 - 2023年9月15日，公司用手头现金偿还了墨西哥湾定期贷款剩余本金1.375亿美元及应计利息，该贷款随后终止[112] - 截至2023年9月30日，信贷安排下的借款总额为9.25亿美元，未动用额度为2.201亿美元；2023年10月，借款基础容量增至12.5亿美元，未动用额度增加约1.049亿美元[147] - 截至2023年9月30日，公司在公司循环信贷协议下无未偿还借款，未动用额度为2.5亿美元[147] - 截至2023年9月30日，信贷安排下借款总额为9.25亿美元，未动用额度为2.201亿美元；10月借款基础容量增至12.5亿美元，未动用额度增加约1.049亿美元[156] - 截至2023年9月30日，公司循环信贷额度无未偿还借款，未动用额度为2.5亿美元，到期日为2024年12月31日[160] - 2023年9月15日，公司偿还墨西哥湾定期贷款剩余本金1.375亿美元及应计利息，该贷款随后终止[166] - 2023年10月公司贷款银团批准12.5亿美元借款基数额度，未提取额度增加约1.049亿美元[172] 各地区产量情况 - 2023年第三季度，加纳平均日产量约12.8万桶油当量（净产量4.36万桶油当量）[115] - 2023年第三季度，美国墨西哥湾平均日净产量约1.57万桶油当量（约82%为石油）[118] - 2023年第三季度，赤道几内亚平均日产量约2.54万桶油（净产量0.89万桶油）[123] 项目进展情况 - 截至2023年第三季度末，奇珍油田海底泵安装项目完成约67%，预计2024年年中投入使用[121] - 2023年10月，公司宣布提比略勘探井在主要目标层发现约75米（250英尺）的净油层[122] - 截至2023年9月30日，正在钻探或完井的油井总数为4口（净0.33 + 0.75），暂停或等待完井的油井总数为17口（净2.07 + 2.83）[128] 销售数据对比 - 2023年第三季度与2022年同期相比，石油销量从445.8万桶增至595.6万桶，天然气销量从85900万立方英尺增至404600万立方英尺[127] - 2023年第三季度与2022年同期相比，平均每桶石油销售价格从99.71美元降至85.92美元，平均每千立方英尺天然气销售价格从10.01美元降至3.23美元[127] - 2023年第三季度，公司销售6727千桶油当量，平均每桶当量实现价格为78.24美元；2022年同期销售4685千桶油当量，平均每桶当量实现价格为97.34美元[130] - 2023年前三季度，公司销售16344千桶油当量，平均每桶当量实现价格为73.04美元；2022年同期销售16877千桶油当量，平均每桶当量实现价格为102.83美元[136] 财务指标对比 - 2023年第三季度与2022年同期相比，油气生产成本（不包括修井）从5881.1万美元增至1.36556亿美元[127] - 2023年第三季度，油气收入为5.26348亿美元，较2022年同期增加7029.2万美元；净收入为8518.5万美元，较2022年同期减少1.37069亿美元[130] - 2023年前三季度，油气收入为11.93843亿美元，较2022年同期减少5.41596亿美元；净收入为1.91839亿美元，较2022年同期减少1.48988亿美元[136] - 2023年第三季度，油气生产成本为1.38782亿美元，较2022年同期增加7641万美元；2023年前三季度，油气生产成本为2.86297亿美元，较2022年同期增加903.3万美元[130][136] - 2023年第三季度，勘探费用为1029万美元，较2022年同期减少692.5万美元；2023年前三季度，勘探费用为3330.5万美元，较2022年同期减少8535.1万美元[130][136] - 2023年第三季度，资产折耗、折旧和摊销为1.32347亿美元，较2022年同期增加2603.4万美元；2023年前三季度，资产折耗、折旧和摊销为3.31634亿美元，较2022年同期减少5532.7万美元[130][136] - 2023年前9个月经营活动提供的净现金为4.714亿美元，2022年同期为8.632亿美元，同比下降主要因油价降低[149] - 截至2023年9月30日，长期债务总额为24.25亿美元，2022年12月31日为22.7亿美元[151] - 2023年前9个月现金及现金等价物和受限现金减少4466.3万美元，2022年同期增加5700.1万美元[149] 资本支出与债务规划 - 公司预计2023年资本支出约8亿美元，包括维护活动3.25亿美元、项目开发4亿美元、勘探评估7500万美元[153][154][155] - 公司有三笔高级票据未偿还，利率分别为7.125%、7.500%、7.750%，到期日分别为2026年4月4日、2028年3月1日、2027年5月1日[164] - 2023 - 2027年及以后，公司固定利率债务中7.125%高级票据到期本金6.5亿美元、7.750%高级票据4亿美元、7.500%高级票据4.5亿美元[172] - 2023 - 2027年可变利率债务加权平均利率分别为9.22%、9.38%、8.59%、8.69%、8.95%，2023年9月30日设施债务本金9.25亿美元[172] - 2023 - 2027年及以后，公司总本金债务还款额达24.25亿美元，长期债务利息及承诺费支付6.05916亿美元[172] 合同与负债情况 - 截至2023年11月2日，科斯莫斯承担了英国石油公司在合同和联合运营协议下的参与权益，并成为卡亚尔深海区块的作业者，参与权益变为科斯莫斯90%和塞内加尔国家石油公司10%[125][126] - 公司承诺在赤道几内亚钻3口开发井和1口勘探井，另有2.002亿美元浮式生产储卸油装置合同负债[170] - 公司与毛里塔尼亚和塞内加尔国家石油公司的预付款协议总份额约3亿美元，截至2023年9月30日已产生2.436亿美元[171] 衍生品与价格波动影响 - 截至2023年9月30日，公司未平仓衍生品合约公允价值为 - 2830.1万美元，较2022年12月31日减少5246.7万美元[180] - 2023年前九个月，Dated Brent原油价格在71.71 - 97.92美元/桶之间波动[181] - 截至2023年9月30日，公司未平仓商品衍生品处于净负债2830万美元，商品期货价格曲线假设上涨10%减少未来税前收益约4490万美元，下跌10%增加约3510万美元[185] - 截至2023年9月30日，设施未偿还借款9.25亿美元，加权平均利率9.2%，浮动市场利率上涨10%每年增加约490万美元利息费用[186] 会计政策与报告说明 - 公司关键会计政策涉及收入确认、勘探开发成本等，2022年12月31日后无重大变化[173] - 公司季度报告包含估计和前瞻性陈述，受宏观经济、地缘政治等多种因素影响[174]

财务数据和关键指标变化 - 二季度财务符合先前指引，当季少开采约100万桶石油，预计下半年恢复正常 [37] - 二季度资本支出1.7亿美元，低于2 - 2.25亿美元的指引范围，主要因Tortue项目海底工程范围应计费用降低 [37] - 每桶运营成本环比增加，因三季度有TEN货物运输计划；四季度无TEN货物运输且Jubilee产量增加，每桶运营成本将再次下降 [38] - 随着产量增长和资本支出下降，公司接近自由现金流拐点 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 加纳Jubilee项目 - 5月完成第一口Jubilee井，7月中旬两口Jubilee South East生产井投产，Jubilee总产量提升至约10万桶/日 [28] - Jubilee South East项目启动时间比预期晚约一个月，影响二季度和三季度产量，导致部分货物运输从三季度推迟到四季度和2024年初 [32] - 预计四季度再有三口井投产，包括一口生产井和两口注水井，将进一步提高产量 [56] 加纳TEN项目 - 二季度TEN项目原油总产量平均约2万桶/日，与一季度持平 [53] - 运营商向能源部提交修订后的开发计划草案，预计维持当前石油产量水平，通过天然气销售协议增加向国内市场的天然气供应 [53] 赤道几内亚项目 - 二季度原油总产量平均略高于2.4万桶/日 [54] - 7月中旬完成500次货物运输，是合作伙伴和赤道几内亚政府的重大成就 [54] - 三口井的加密钻井活动预计四季度开始，第一口井预计2024年一季度末投产 [54] 墨西哥湾项目 - 二季度净产量约1.6万桶油当量/日，符合指引 [30] - Kodiak表现好于预期，ST - 3井产量增加 [30] - 7月开始钻探Tiberius基础设施先导勘探井，预计9月出结果 [33][34] - 本月晚些时候将开始Winterfell开发井的钻探，一期计划钻五口井中的三口，目标是约1亿桶油当量的总资源 [34] Tortue LNG项目 - 由于海底工程延迟，一期项目首气目标时间推迟到2024年一季度 [35] - FLNG船预计三季度末启航，年底到达并进行连接工作 [36] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是开发世界级资产，目标是在2022年基础上使产量增长约50%，近期Jubilee South East项目投产是实现增长目标的第一步，后续增长将来自Tortue LNG项目和Winterfell项目 [26] - 随着现金流增长，公司将资金分配到三个优先领域：通过偿还债务增强财务弹性、投资有吸引力的增长机会、向股东返还资金 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 塞内加尔政治方面，该国民主进程历史悠久，政府更迭和政治稳定，明年的选举是正常的政治波动，不会影响其稳定的民主制度 [14] - 随着增长项目完成，开发资本支出预计下降，未来一年资本计划将减少；产量接近增长目标且资本支出下降，公司接近自由现金流拐点，在当前大宗商品价格下有望产生大量自由现金流 [51] 其他重要信息 - 与加纳政府就天然气销售协议和修订后的TEN开发计划的讨论取得良好进展，上个月签署临时协议，2023年9月前Jubilee天然气交付价格为2.9美元/百万英热单位 [29] - Akeng深层基础设施勘探井计划在加密钻井活动完成后开钻 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于开采不足以及三季度和四季度产量轨迹 - 现金流疲软主要是货物运输时间问题，预计能弥补损失的货物运输 [9] 问题2: 海底工程情况及解决办法 - 首气时间推迟到2024年一季度是因深水管道延迟，运营商正专注解决该问题，制定应急计划并优化其他工作流程以符合首气时间表 [11] 问题3: 资本支出溢出到明年一季度的情况 - 二季度资本支出低于预期约3000万美元，部分将重新分配到四季度，明年一季度可能还有额外资本支出，公司将在提供2024年指引时更新相关信息 [13] 问题4: Tortue项目延迟是否有额外资本支出、Jubilee项目石油生产设施产能及加纳天然气价格 - Jubilee项目表现良好，产量从年初的7万桶/日增至10万桶/日；2.9美元的基础价格可使项目启动，后续TEN项目持续投资会有价格提升 [45][46] 问题5: Tortue项目一期资本支出影响及Jubilee项目未来产量 - Tortue项目剩余资本支出主要与海底工程有关，二季度资本支出因海底工程延迟降低，三季度符合指引，全年指引不变；Jubilee项目未来有很强的钻井机会，有望提高产量并达到设施极限 [74][75] 问题6: 海底工程延迟原因及其他工作流程进展 - 海底工程延迟是因深水管道船迟到，该工作流程成为关键路径影响项目进度；其他工作流程取得很大进展，如FPSO离开船厂、井已钻探并回流、枢纽终端建设完成并移交运营、FLNG接近启航 [79][80] 问题7: 二季度未使用资金重新分配及明年一季度资本支出情况 - 二季度少支出约4000万美元，部分将重新分配到四季度，明年一季度还有额外资本支出，公司将在合适时间提供2024年指引 [82] 问题8: Phase 2项目进展及塞内加尔政治情况 - Phase 2项目正在优化概念，考虑已投入的棕地资本，目标是明年正式批准项目，该项目是全球成本最低、碳排放较低的天然气扩建项目之一；塞内加尔政治稳定，选举是正常政治波动 [83][98] 问题9: 二季度净债务是否为高点及后续去杠杆情况 - 未提及明确回答 [84] 问题10: Winterfell项目产量预期及Tortue项目首现金时间 - Winterfell项目受管道安装和流线限制；Tortue项目首气进入FPSO后约有3个月冷却期，时间已缩短且风险降低 [87][85] 问题11: 二季度产量和货物运输情况 - 二季度产量和货物运输受时间影响，三季度和四季度Jubilee货物运输将增加，TEN和赤道几内亚的货物运输也将提升，预计能在三季度部分解决、四季度完全解决问题 [93]