Kosmos Energy Ltd. (Kosmos) agiert als unabhängiges Unternehmen für Tiefsee-Öl- und Gasexploration und -produktion entlang der Atlantikmargen.
Die wichtigsten Vermögenswerte des Unternehmens umfassen die Produktion vor der Küste Ghanas, Äquatorialguineas und des US-Golf von Mexiko sowie erstklassige Gasprojekte vor der Küste Mauretaniens und Senegals. Das Unternehmen verfolgt auch ein bewährtes Beckenexplorationsprogramm in Äquatorialguinea und dem US-Golf von Mexiko. Kosmos ist an der NYSE und...
Kosmos Energy Ltd. (Kosmos) agiert als unabhängiges Unternehmen für Tiefsee-Öl- und Gasexploration und -produktion entlang der Atlantikmargen.
Die wichtigsten Vermögenswerte des Unternehmens umfassen die Produktion vor der Küste Ghanas, Äquatorialguineas und des US-Golf von Mexiko sowie erstklassige Gasprojekte vor der Küste Mauretaniens und Senegals. Das Unternehmen verfolgt auch ein bewährtes Beckenexplorationsprogramm in Äquatorialguinea und dem US-Golf von Mexiko. Kosmos ist an der NYSE und LSE gelistet und wird unter dem Tickersymbol KOS gehandelt.
## Strategie
Die Schlüsselelemente der Unternehmensstrategie sind die Maximierung des Werts seiner produzierenden Vermögenswerte; die Fortschritte bei der Erschließung seiner entdeckten Ressourcen hin zur Projektsanktion und zur Umwandlung in nachgewiesene Reserven, Produktion und durch effiziente Bewertung, Entwicklung und Ausbeutung; sowie die Hinzufügung neuer kohlenstoffarmer Ressourcen durch ein effizientes Explorationsprogramm in bewährten Becken oder durch Akquisitionen. Das Unternehmen setzt weiterhin auf die Entwicklung eines Bestands an Aussichten im Lizenzgebiet in São Tomé und Príncipe und wird die Aussichtsreife weiter verfeinern und bewerten.
## Geografisches Gebiet
Das Unternehmen ist in Afrika und dem US-Golf von Mexiko tätig. Die Betriebseinnahmen des Unternehmens stammen aus seinen Aktivitäten vor der Küste Ghanas, Äquatorialguineas und des US-Golf von Mexiko.
## Explorationslizenz- und Pachtgebiete
### Ghana
Die WCTP- und DT-Blöcke befinden sich im Tano-Becken vor der Küste Ghanas. Dieses Becken enthält ein bewährtes erstklassiges Erdölsystem, wie durch die Entdeckungen des Unternehmens belegt. Im Jahr 2021 schloss Kosmos die Übernahme der Anadarko WCTP Company (Anadarko WCTP), einer Tochtergesellschaft der Occidental Petroleum Corporation, ab, die ein Beteiligungsinteresse am WCTP-Block und DT-Block vor der Küste Ghanas besaß, einschließlich eines Beteiligungsinteresses von 18,0 % am Jubilee Unit Area und eines Beteiligungsinteresses von 11,1 % an den TEN Fields. Nach Abschluss der Übernahme erhöhte sich das Interesse von Kosmos am Jubilee Unit Area von 24,1 % auf 42,1 % und das Interesse von Kosmos an den TEN Fields von 17,0 % auf 28,1 %. Im November 2021 erhielt das Unternehmen von Tullow Oil plc (Tullow) die Mitteilung, dass sie ihre Vorwegnahme-Rechte in Bezug auf die Übernahme von Anadarko WCTP durch Kosmos ausübten. Nach Abschluss der endgültigen Transaktionsdokumentation und Erhalt der behördlichen Genehmigungen schloss Kosmos die Vorwegnahme-Transaktion mit Tullow im März 2022 ab. Nach Abschluss des Vorwegnahme-Prozesses verringerte sich das Interesse von Kosmos am Jubilee Unit Area von 42,1 % auf 38,6 % und das Interesse von Kosmos an den TEN Fields von 28,1 % auf 20,4 %.
#### Ghana West Cape Three Points Block
Tullow ist der Betreiber des West Cape Three Points Blocks. Gemäß dem WCTP-Erdölvertrag ist Kosmos verpflichtet, der Regierung von Ghana eine feste Lizenzgebühr von 5 % und eine potenzielle gleitende Lizenzgebühr (zusätzlicher Ölanspruch) zu zahlen, die in Kraft tritt und steigt, wenn die nominale Projektrendite über einen bestimmten Schwellenwert steigt. Der WCTP-Erdölvertrag hat eine Laufzeit von 30 Jahren ab seinem Wirksamkeitsdatum (Juli 2004).
Das Unternehmen behält die Rechte an der Akasa-Entdeckung im WCTP-Block, da der WCTP-Erdölvertrag nach Ablauf der Erkundungsperiode in Kraft bleibt. Das Unternehmen und seine WCTP-Block-Partner haben bestimmte Rechte, einen neuen Erdölvertrag in Bezug auf bestimmte Teile des WCTP-Relinquishment-Gebiets auszuhandeln. Das Unternehmen und seine WCTP-Block-Partner, das ghanaische Energieministerium und die GNPC haben vereinbart, dass diese WCTP-Erdölvertragsrechte zur Verhandlung vom 21. Juli 2011 bis zu dem Zeitpunkt, an dem entweder ein neuer Erdölvertrag ausgehandelt wird, verlängert werden.
#### Ghana Deepwater Tano Block
Tullow ist der Betreiber des Deepwater Tano Blocks. Gemäß dem DT-Erdölvertrag hat die GNPC ihr Recht ausgeübt, ein zusätzliches zahlungspflichtiges Interesse von 5 % an der kommerziellen Entdeckung im Zusammenhang mit der Entwicklung des Jubilee-Feldes und der TEN-Felder zu erwerben. Kosmos ist verpflichtet, der Regierung von Ghana eine feste Lizenzgebühr von 5 % und einen potenziellen zusätzlichen Ölanspruch zu zahlen. Der DT-Erdölvertrag hat eine Laufzeit von 30 Jahren ab seinem Wirksamkeitsdatum (Juli 2006).
Die bestehende Wawa-Entdeckung des Unternehmens im DT-Block unterlag nicht der Aufgabe nach Ablauf der Erkundungsperiode des DT-Erdölvertrags, da der DT-Erdölvertrag nach Ablauf der Erkundungsperiode in Kraft bleibt, während die Wirtschaftlichkeit festgestellt wird. Gemäß seinem DT-Erdölvertrag haben das Unternehmen und seine DT-Block-Partner bestimmte Rechte, einen neuen Erdölvertrag in Bezug auf bestimmte Teile des DT-Relinquishment-Gebiets auszuhandeln, bis entweder ein neuer Erdölvertrag mit dem Unternehmen ausgehandelt und abgeschlossen wird oder es ablehnt, ein bona fide Angebot eines Dritten zu erfüllen, das die GNPC für das DT-Relinquishment-Gebiet erhalten kann.
Das ghanaische Erdöl-Erkundungs- und Produktionsgesetz von 1984 (PNDCL 84) (das ghanaische Erdölgesetz von 1984) und die WCTP- und DT-Erdölverträge bilden die Grundlage für die Erkundungs-, Entwicklungs- und Produktionsoperationen des Unternehmens in den WCTP- und DT-Blöcken. Gemäß diesen Erdölverträgen müssen die meisten wesentlichen Entscheidungen, einschließlich PoDs und jährlicher Arbeitsprogramme, für Operationen außerhalb der Erkundung und Bewertung von einem gemeinsamen Managementausschuss genehmigt werden, der aus Vertretern bestimmter Blockpartner und der GNPC besteht. Einige Entscheidungen erfordern Einstimmigkeit.
### Jubilee Field
Das Jubilee-Feld wurde von Kosmos durch den Mahogany-1-Bohrung entdeckt, mit der 2010 erstmals Öl produziert wurde. Das Feld erstreckt sich über einen Bereich in den WCTP- und DT-Blöcken. Zur Optimierung der Ressourcenrückgewinnung im Jubilee-Feld wurde es vereinheitlicht und das Jubilee UUOA wurde 2009 vereinbart, das die jeweiligen Rechte und Pflichten der Parteien im Jubilee-Unit regelt und Tullow als Unit-Betreiber benennt. Obwohl das Jubilee-Feld vereinheitlicht ist, sind die Beteiligungsinteressen von Kosmos in jedem Block außerhalb der Grenze des Jubilee-Units nicht von der Jubilee UUOA betroffen. Der WCTP-Erdölvertrag hat ein Beteiligungsinteresse von 54,367 % am Jubilee-Unit und der DT-Erdölvertrag hat ein Beteiligungsinteresse von 45,633 % am Jubilee-Unit. Das Beteiligungsinteresse des Unternehmens am Jubilee-Unit basiert auf diesen Zuweisungen, und eine Neubewertung in der Zukunft würde das Beteiligungsinteresse am Jubilee-Unit beeinflussen.
Das Jubilee-Feld befindet sich etwa 60 Kilometer vor der Küste Ghanas in Wassertiefen von etwa 1.000 bis 1.800 Metern, was zur Entscheidung führte, eine FPSO-basierte Entwicklung umzusetzen. Die FPSO ist so konzipiert, dass sie Wasser- und Erdgasinjektionen zur Unterstützung des Reservoirdrucks bereitstellt, Öl verarbeitet und speichert und Gas über eine Pipeline zum Festland exportiert. Das Jubilee-Feld wird weiterhin in einem gestuften Ansatz entwickelt. Die erste Phase bot eine subsea-Infrastrukturkapazität für zusätzliche Produktions- und Injektionsbohrungen, die in zukünftigen Entwicklungsphasen gebohrt werden sollen. Die gestufte Entwicklung des Jubilee-Feldes setzte sich 2023 erfolgreich fort und brachte vier Produktionsbohrungen und zwei Injektionsbohrungen online, darunter drei Bohrungen (zwei Produktionsbohrungen und eine Injektionsbohrung) als Teil des erfolgreichen Starts des Jubilee Southeast-Projekts. Das Jubilee Southeast-Projekt umfasste auch die Installation eines neuen subsea-Produktionsmanifolds. Die Entwicklungsbohrkampagne ist für 2024 geplant. Eine neue Injektionsbohrung und eine neue Produktionsbohrung wurden Anfang des ersten Quartals 2024 in Betrieb genommen. Die Partnerschaft plant, 2024 drei weitere Bohrungen in Betrieb zu nehmen, darunter zwei Produktionsbohrungen und eine Injektionsbohrung, bevor der Vertragszeitraum des Bohrgeräts endet.
Im Jahr 2022 exportierte die Partnerschaft durchschnittlich etwa 98 Millionen Standardkubikfuß Erdgas pro Tag (brutto) vom Jubilee-Feld zum Festland. Im Januar 2023 wurden etwa 19 Mrd. Kubikfuß Jubilee-Gas (zur Wiederherstellung der ursprünglich aus TEN ersetzten Menge) unter den Bedingungen des TAG GSA an Ghana verkauft.
### TEN
Die TEN-Felder befinden sich in den westlichen und zentralen Teilen des DT-Blocks, etwa 48 Kilometer vor der Küste Ghanas in Wassertiefen von etwa 1.000 bis 1.700 Metern. Die Entdeckungen wurden gemeinsam mit gemeinsamer Infrastruktur und einer einzelnen FPSO entwickelt, wobei das erste Öl 2016 produziert wurde. Ähnlich wie Jubilee wurden die TEN-Felder phasenweise entwickelt. Der PoD für TEN wurde so konzipiert, dass ein erweiterbares subsea-System mehrere Phasen ermöglicht.
Der Bau und die Verbindung einer Gasleitung zwischen den Jubilee- und TEN-Feldern zur Beförderung von Erdgas zum Festland zur Verarbeitung und zum Verkauf wurden 2017 abgeschlossen. Im Dezember 2017 unterzeichnete das Unternehmen den TAG GSA. Die Partnerschaft befindet sich in Gesprächen mit der Regierung von Ghana über eine zukünftige Gasverkaufsvereinbarung. Im zweiten Quartal 2023 reichte der Betreiber einen Entwurf für eine geänderte Entwicklungsplanung für TEN sowie ein Term Sheet für eine Gasverkaufsvereinbarung für zukünftige Gasverkäufe von den Jubilee- und TEN-Feldern bei der Regierung von Ghana ein. Wenn die geänderte Entwicklungsplanung verzögert oder nicht genehmigt wird, könnte dies zu einer Kürzung oder Verzögerung von Investitionen und Entwicklungsaktivitäten in TEN führen.
### US-Golf von Mexiko
Im US-Golf von Mexiko unterhält Kosmos ein Portfolio von produzierenden Vermögenswerten, die weiterhin erschlossen werden können, entdeckte Ressourcenmöglichkeiten und ein hochwertiges Inventar von infrastrukturgeführten Explorationsaussichten in den Protraktionsgebieten DeSoto Canyon, Green Canyon, Keathley Canyon, Mississippi Canyon und Walker Ridge. Das Unternehmen erweitert sein Inventar durch Bundesverpachtungen im US-Golf von Mexiko und Farm-in-Transaktionen.
#### Odd Job
Das Odd Job-Feld wird von drei Middle-Miozän-Bohrungen durch die Delta House FPS produziert, die von Murphy betrieben wird. Im Jahr 2022 schloss das Unternehmen als Betreiber des Odd Job-Feldes einen Vertrag mit Subsea 7 (US) LLC und OneSubsea LLC ab, um eine Subsea-Pumpe im Odd Job-Feld zu fertigen und zu installieren. Das Projekt zur Installation der Subsea-Pumpe im Odd Job-Feld war Ende 2023 zu etwa 90 % abgeschlossen, und der erwartete Online-Termin liegt etwa in der Mitte des Jahres 2024. Das Projekt soll die langfristige Produktion aus dem Odd Job-Feld aufrechterhalten.
#### Tornado
Das Tornado-Feld wird von drei Pliozän-Bohrungen durch die Helix Producer I produziert, einer schiffsförmigen, dynamisch positionierten Produktionsplattform im Tiefwasser des US-Golf von Mexiko, die von Talos Energy betrieben wird.
#### Kodiak
Das Kodiak-Feld wird von zwei Bohrungen produziert, die in den Mittelmiozän-Sanden abgeschlossen sind. Diese Bohrungen fließen durch die Devils Tower Spar-Plattform, die von ENI US Operating Co. Inc. (ENI) betrieben wird. Eine dieser Bohrungen, die Kodiak-3-Infill-Bohrung, wurde im April 2021 in Betrieb genommen. Die Bohrung hatte Produktionsprobleme und wurde geschlossen. Im März 2022 begann das Unternehmen mit den Arbeiten zur Rückverlegung und Neuausrichtung der ursprünglichen Kodiak-3-Infill-Bohrung. Die Bohrung wurde neu ausgerichtet, und die Kodiak-3ST-Bohrung wurde im September 2022 in Betrieb genommen. Die Bohrungsergebnisse und die anfängliche Produktion entsprachen den Erwartungen, jedoch nahm die Produktivität der Bohrung bis zum Ende des dritten Quartals 2022 ab. Maßnahmen zur Überarbeitung wurden entwickelt und sollen etwa in der Mitte des Jahres 2024 beginnen.
#### Winterfell
Im Januar 2021 gab das Unternehmen bekannt, dass die Winterfell-1-Explorationsbohrung in zwei Intervallen etwa 26 Meter (85 Fuß) Nettöl in den oberen Miozän-Ablagerungen entdeckte. Winterfell wurde entwickelt, um ein sub-salziges Obermiozän-Prospect im Green Canyon Block 944 zu testen. Im Januar 2022 wurde die Winterfell-2-Appraisal-Bohrung im Green Canyon Block 943 gebohrt, um den angrenzenden Störungsblock nordwestlich der ursprünglichen Winterfell-Entdeckung zu bewerten und zwei Horizonte zu testen, die im Winterfell-1-Bohrloch ölführend waren, mit einem Explorationsschwanz in einen tieferen Horizont. Die Bohrung entdeckte etwa 40 Meter (120 Fuß) Nettöl in den ersten und zweiten Horizonten mit besserer Ölsättigung und Porosität als vorbohrige Erwartungen. Der Explorationsschwanz entdeckte einen zusätzlichen ölführenden Horizont in einem tieferen Reservoir, der auch in den Blöcken unmittelbar nördlich aussichtsreich ist. Während des dritten Quartals 2022 wurde der Feldentwicklungsplan für das Winterfell-Feld von allen Partnern als Fünf-Bohrloch-Anschluss an die Heidelberg-Anlage genehmigt, die von Oxy betrieben wird. Der Entwicklungsbohrplan für die erste Phase umfasste die Seitenverlegung und Fertigstellung der Winterfell-1-Bohrung, die Fertigstellung der Winterfell-2-Bohrung und die Bohrung und Fertigstellung der Winterfell-3-Bohrung in einem angrenzenden Störungsblock südöstlich der Winterfell-1-Entdeckungsbohrung. Der Entwicklungsbohrplan begann im dritten Quartal 2023 mit der Seitenverlegung und Fertigstellung der Winterfell-1-Bohrung im vierten Quartal 2023. Die Winterfell-2-Bohrung wurde Anfang des ersten Quartals 2024 abgeschlossen. Die Winterfell-3-Bohrung soll voraussichtlich später im Jahr 2024 beginnen. Darüber hinaus wurden die Produktionsvereinbarung für die Gastgeberanlage und die Ölexportvereinbarungen unterzeichnet. Die erste Produktion für Phase 1A des Projekts ist für Anfang des zweiten Quartals 2024 geplant.
#### Tiberius
Im Juli 2023 spudete Kosmos das Tiberius-Infrastruktur-geführte Explorationsprojekt, das sich im Block 964 des Keathley Canyon (33 % Beteilig
Das Analystenkursziel zeigt auf einen Blick die Mindest-, Höchst- und Durchschnittserwartung der Analysten.
