美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

 

表格20-F

 

（标记一）

 

☐	根据《1934年证券交易法》第12（b）或12（g）条作出的登记声明

 

或

 

☒	根据《1934年证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告

 

截至2025年12月31日止财政年度

 

或

 

根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的☐过渡报告

 

或

 

☐贝壳公司根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的报告

 

要求本壳公司报告的事件发生日期：不适用

 

为_______至________的过渡期

 

委托档案号：001-39164

 

Indonesia Energy Corporation Limited

（在其章程中指明的注册人的确切名称）

 

不适用

（注册人姓名翻译成英文）

 

开曼群岛

（成立法团或组织的管辖权）

 

GIESMART PLAZA 7^第楼层

JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JRaya Pasar Minggu 17A号

Pancoran – Jakarta 12780

印度尼西亚

（主要行政办公室地址）

 

James J. Huang

首席投资官

GIESMART PLAZA 7^第楼层

JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JL. JRaya Pasar Minggu 17A号

Pancoran – Jakarta 12780

印度尼西亚

电话：+ 62215768888

邮箱：james.huang@indo-energy.com

（公司联系人的姓名、电话、电子邮件和/或传真号码和地址）

 

根据该法第12（b）节注册或将注册的证券：

 

班级名称		交易代码		注册的交易所名称
普通股，每股面值0.00 266667美元		INDO		纽约证券交易所美国有限责任公司

 

根据该法第12（g）节注册或将注册的证券：无

 

根据该法第15（d）条有报告义务的证券：无

 

注明截至年度报告所涉期间结束时发行人各类资本或普通股的流通股数量：截至2025年12月31日，注册人的普通股有14,987，474股，每股面值0.00 266667美元，已发行和流通。截至2026年4月27日，共有15,386，840股普通股发行在外。

 

如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。☐是否

 

如果此报告是年度报告或过渡报告，请用复选标记表明注册人是否不需要根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节提交报告。☐是否

 

注意–勾选上述方框不会免除根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交报告的任何注册人根据这些条款承担的义务。

 

用复选标记表明注册人（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）是否已提交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天内是否已遵守此类提交要求。是☐否

 

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。是☐否

 

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”和“新兴成长型公司”的定义。

 

大型加速申报器☐	加速申报器☐	非加速披露公司 ☒
		新兴成长型公司 ☐

 

如果一家新兴成长型公司按照美国公认会计原则编制财务报表，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节规定的任何新的或经修订的财务会计准则↓。☐

 

↓“新的或经修订的财务会计准则”是指财务会计准则委员会在2012年4月5日之后发布的对其会计准则编纂的任何更新。

 

用复选标记表明注册人是否已提交报告并证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）节对编制或发布其审计报告的注册公共会计师事务所的财务报告内部控制有效性进行的评估。☐

 

如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。☐

 

用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

 

用复选标记表明注册人编制本备案中包含的财务报表所依据的会计基础：

 

美国公认会计原则 ☒

国际会计准则理事会颁布的国际财务报告准则☐

其他☐

 

如果针对上一个问题已勾选“其他”，请用复选标记表明注册人选择遵循的财务报表项目。

 

☐项目17 ☐项目18

 

如果这是一份年度报告，请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）。

 

☐是否

 

用复选标记表明在根据法院确认的计划分配证券之后，注册人是否已提交1934年《证券交易法》第12、13或15（d）条要求提交的所有文件和报告。

 

☐是TERM0☐否

 

 

 

目 录

 

		页
	关于前瞻性陈述的警示性陈述	-三-
	术语汇总表	-三-
	风险因素汇总	-v-
第一部分		1
项目1。	董事、高级管理层和顾问的身份	1
项目2。	提供统计数据和预期时间表	1
项目3。	关键信息	1
项目4。	有关公司的资料	31
项目4a。	未解决的工作人员评论	71
项目5。	经营和财务审查及前景	71
项目6。	董事、高级管理层和员工	81
项目7。	主要股东及关联方交易	99
项目8。	财务资料	100
项目9。	要约及上市	101
项目10。	补充资料	101
项目11。	关于市场风险的定量和定性披露	106
项目12。	股票证券以外的证券的说明	107
第二部分		107
项目13。	违约、拖欠股息和拖欠	107
项目14。	对证券持有人权利和使用或收益的重大修改	107
项目15。	控制和程序	107
项目16。	保留	109
项目16a。	审计委员会财务专家	109
项目16b。	Code of Ethics	109
项目16c。	首席会计师费用和服务	110
项目16d。	审计委员会的上市标准豁免	110
项目16e。	发行人及附属买方购买权益证券	110
项目16F。	注册人核证会计师的变动	110
项目16g。	企业管治	110
项目16h。	矿山安全披露	110
项目16i。	关于阻止检查的外国管辖权的披露	111
项目16J。	内幕交易政策	111
项目16K。	网络安全	111
第三部分		112
项目17。	财务报表	112
项目18。	财务报表	112
项目19。	展览	112

 

 

关于前瞻性陈述的警示性陈述

 

本年度报告包含根据1995年《私人证券诉讼改革法案》的安全港条款作出的某些前瞻性陈述。前瞻性陈述包括但不限于关于我们或我们的管理层对未来的期望、希望、信念、意图或战略的陈述以及非历史事实陈述的其他陈述。此外，任何提及对未来事件或情况的预测、预测或其他特征的陈述，包括任何基本假设，均为前瞻性陈述。“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“目标”、“可能”、“潜在”、“预测”、“项目”、“应该”、“将”和类似的表达方式可能会识别前瞻性陈述，但没有这些词语并不意味着一份陈述不具有前瞻性。

 

本年度报告中的前瞻性陈述基于各种假设，其中许多假设反过来又基于进一步的假设，包括但不限于管理层对历史运营趋势的审查、我们记录中包含的数据以及第三方提供的其他数据。尽管我们认为这些假设在作出时是合理的，但由于这些假设固有地受到难以或不可能预测且超出我们控制范围的重大不确定性和偶然性的影响，我们无法向您保证我们将实现或实现这些期望、信念或预测。因此，请注意不要依赖任何前瞻性陈述。

 

其中许多陈述是基于我们对超出我们控制或预测能力的因素的假设，这些因素受到“项目3”中更全面描述的重大风险和不确定性的影响。关键信息— D.风险因素”。这些因素中的任何一个或这些因素的组合都可能对我们未来的运营结果和前瞻性陈述的最终准确性产生重大影响。我们未来财务业绩的波动可能会对我们普通股的价值产生负面影响。除了这些重要因素外，我们认为，可能导致实际结果与前瞻性陈述中讨论的结果存在重大差异的重要因素包括：

 

	●	我们实现目标和战略的整体能力（包括我们预期的时间安排），包括我们计划在Kruh Block继续进行地震解释活动，并钻探更多的井，以开发Citarum Block区块或在未来获得额外石油和天然气资产的权利；
	●	宏观经济和我们无法控制的其他情况（如俄罗斯和乌克兰之间的战争、以色列和哈马斯之间的冲突、美国、以色列、伊朗和其他国家最近在中东的敌对行动、通货膨胀、关税、利率和印度尼西亚的政治局势）对我们在印度尼西亚的石油和天然气产品的需求和我们的石油和天然气产品价格的经济和资本市场影响；
	●	我们估算石油储量的能力；
	●	我们预测我们的财务状况和经营业绩的能力；
	●	石油和天然气产品的预期价格、价格波动以及印度尼西亚和全球石油和天然气市场的增长；
	●	我们对我们与印度尼西亚政府（“政府”）及其石油和天然气监管机构的关系的期望；
	●	政府有关本行业的相关政策法规；及
	●	我们的公司架构和相关的法律、法规和规章。

 

如果上述一项或多项风险或不确定性成为现实，如果我们的任何假设被证明是不正确的，或者如果我们无法解决上述任何因素，我们的实际结果可能会在重大和不利方面与这些前瞻性陈述中预测的结果有所不同。因此，不能保证我们预期的实际结果或事态发展将会实现，或者即使实质上已经实现，也不能保证它们将对我们产生预期的后果或影响。鉴于这些不确定性，提醒潜在投资者不要过分依赖此类前瞻性陈述。

 

我们不承担更新或修改任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用法律可能要求。如果更新了一项或多项前瞻性陈述，则不应推断将对这些或其他前瞻性陈述进行额外更新。

 

 

术语汇总表

 

以下是本年度报告中使用的石油和天然气行业及其他定义术语的词汇表。

 

此外，在这份年度报告中，当我们提到指定为“K”的特定井（例如“K-25”）时，我们指的是Kruh Block的一口编号井。

 

“AMDAL”		环境影响评估报告（分析Mengenai Dampak Lingkungan).
“bbl”或“bbl”		桶石油，“bbls”指的是复数。
“BP Migas”		Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi，根据《石油和天然气法》，接替Pertamina作为上游石油和天然气活动监管者角色的非营利性政府拥有的运营委员会。
“BPH Migas”		Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi，根据《石油和天然气法》，接替Pertamina作为下游石油和天然气活动监管者角色的非营利性政府拥有的运营委员会。
“BPJS Kesehatan”		印尼卫生社会保障行政机构。
“BPJS Ketenagakerjaan”		印尼人力社会保障行政机构。
“CNE”		PT Cogen Nusantara Energi，我们的间接全资子公司。
“公司”		Indonesia Energy Corporation Limited，一家于开曼群岛注册成立的获豁免公司。
“公司法”		不时修订的《开曼群岛公司法》。
“成本回收”		与政府的安排，根据该安排，石油和天然气承包商被允许从收入中收回其成本。不同的合同可能会对可收回收入的百分比施加不同的上限。
“很好地划定”		为开采评价井或划定井所界定的油气聚集而钻探的一口井。
“DGOG”		印尼石油和天然气总干事。
“DMO”		国内市场义务。
“勘探井”		用于测试地震解释有效性并确认未钻探地层中存在碳氢化合物的一口井。
“FTP”		第一批石油。
“GHG”		温室气体监管。
“政府”		印度尼西亚共和国政府。
“GWN”		PT Green World Nusantara，我们的间接全资子公司。
“HNE”		PT Harvel Nusantara Energi，我们的间接全资子公司。
“HSSE”		健康、安全、安保和环境活动。
“HWE”		PT Hutama Wiranusa Energi，我们的间接全资子公司。
“ICP”		“Talang Akar Pendopo（TAP）/Air Hitam”原油类型的印尼原油价格。
“印尼盾”或“印尼盾”		印尼盾。
“印度尼西亚”		印度尼西亚共和国。
“ITB”		万隆技术学院。

 

 

“工作”		联合手术体。
“联合学习”		与政府合作的一项计划，其目标是通过开展地质和地球物理工作来确定拟议工作区域内的石油和天然气潜力。
“KSO”		Kerja Sama Operasi/与Pertamina的联合运营，Pertamina与勘探公司之间的一种合同。
“液化天然气”		液化天然气。
“液化石油气”		液化石油气。
“中型区块”		我们对印度尼西亚的区块大小使用了三层分类。印尼610油田中三等（中型油田）平均储量规模为5.1 MMBO储量，范围为2至11 MMBO。Kruh Block探明和概略储量为7.57MMBO，属于中型采油区块。
“MEMR”		印尼能源和矿产资源部。
“MK”		印度尼西亚共和国宪法法院。
“油气法”		政府于2001年11月23日颁布的油气法。
“欧佩克”		石油输出国组织。
“Pertamina”		印尼国有石油天然气公司PT Pertamina（Persero）。
“利润分享”		成本回收后剩余的收益为利润石油，由政府和勘探公司共享。
“Program Legislasi Nasional”		印尼国家立法计划。
“PRMS”		石油资源管理系统。
“探明储量”		通过对地质和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从给定日期开始，从已知储层中并在当前经济条件、作业方法和政府法规下，可进行商业开采的石油数量。
“PSC”		产量分成合同，Pertamina与勘探公司之间的一种合同。
“SEC”		美国证券交易委员会。
“SKK Migas”		油气上游业务活动特别专责小组，政府成立的机构。
“TAC”		技术援助合同，Pertamina与一家勘探公司之间的合同。
“美国通用会计准则”		美国公认会计原则。
“UPL”		环境监测工作计划。
“美元”、“美元”、“美元”		美元。
“USGS”		美国地质调查局。
“WJ Energy”		WJ Energy Group Limited，我们的直接全资子公司。
计量单位
“BOPD”		桶/天的石油产量。
“BSCF”		十亿标准立方英尺。
“MMBO”		百万桶石油。
“MMSCFD”		百万标准立方英尺/天。
“TCF”		万亿立方英尺。

 

 

重要风险因素汇总

 

投资我们的普通股是高度投机性的，涉及很大程度的风险。以下是与我们公司相关的风险、不确定性及其他因素汇总。由于以下只是总结，我们鼓励您仔细考虑“第1A项”中提出的所有风险因素。风险因素”以及本报告所载的包括财务报表在内的所有其他信息。

 

●	我们的业务仅在印度尼西亚，我们缺乏资产和地域多元化增加了对我们进行投资的风险，如果我们未能实现多元化，我们的财务状况和经营业绩可能会恶化。
●	我们之前曾经历过延迟，因此被要求修改我们提议的勘探和钻探时间表。存在重大风险，我们将在未来经历此类延迟和所需的修改。
●	石油和天然气价格波动已经并可能继续对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
●	军事冲突和地缘政治紧张局势，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突、以色列-哈马斯冲突，以及最近涉及美国、以色列、伊朗和其他国家的中东敌对行动，都可能对我们的业务和业务结果产生重大不利影响。
●	较低的石油和/或天然气价格也可能减少我们可以经济生产的石油和/或天然气的数量。
●	我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到征收关税、贸易政策变化、贸易战以及全球经济状况和能源价格波动的不利影响。
●	与政府订立的任何燃气销售安排，如我们日后可能成为其中一方，均存在固有的信贷风险。
●	我们的业务需要大量的资本投资和维护费用，我们可能无法以令人满意的条件或根本无法融资。
●	我们估计的石油储量是基于可能被证明不准确的假设，因此我们对已探明储量和未来净收入的估计本质上是不精确的。
●	在我们的勘探活动中，我们可能找不到任何具有商业生产能力的油气藏。
●	我们受制于石油和天然气行业常见的复杂法律、规则和法规，包括在印度尼西亚经营的特定法律、规则和法规，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
●	我们关于Citarum Block的生产分成合同要求或可能要求我们在某些情况下放弃部分标的合同区域，这可能会给我们留下更少的可勘探区域。
●	气候变化和气候变化立法和监管举措可能会导致运营成本增加，并减少对我们生产的石油和天然气的需求。
●	我们面临着石油和天然气井钻探所固有的高风险，包括即使我们在此类勘探上花费大量成本，我们也可能遇到没有商业生产的天然气或油藏的风险。
●	由于我们公司根据开曼群岛法律注册成立，您在保护您的利益方面可能会面临困难，并且您通过美国联邦法院保护您的权利的能力可能会受到限制。
●	如果我们未能对财务报告实施有效的内部控制，这种失败可能会导致我们的财务报表出现重大错报，导致投资者对我们报告的财务和其他公开信息失去信心，并对我们普通股的交易价格产生负面影响。
●	我们在截至2025年12月31日止年度的财务报告内部控制方面发现了重大缺陷。如果我们未能充分纠正这些弱点或以其他方式发展和维持有效的财务报告内部控制系统，或如果我们在未来遇到其他重大弱点，我们可能无法准确报告我们的财务业绩或防止欺诈，或遵守适用于上市公司的会计和报告要求，这可能会对投资者对我们的信心和我们股票的市场价格产生不利影响。
●	我们的普通股市场一直波动，我们的普通股可能无法在美国维持一个活跃、流动和有序的交易市场，这可能会限制你们出售我们普通股的能力。
●	作为一家外国私人发行人，我们受制于不同于美国国内发行人的美国证券法和纽交所美国治理标准。这可能会给我们普通股的持有人提供较少的保护，并且您可能不会收到您习惯于接收或以您习惯于接收的方式接收的公司和公司信息和披露。
●	流动性风险是指我们在筹集资金以履行与金融资产和负债相关的承诺时遇到困难的风险。流动性风险可能是由于无法以接近其公允价值的金额快速出售金融资产。

 

 

第一部分

 

除文意另有所指外，本年报所用「本公司」、「我们」、「我们」、「我们的」指的是Indonesia Energy Corporation Limited及其任何或所有附属公司。提及我们的“管理层”或“管理团队”是指我们的高级职员和董事。除非另有说明，本20-F表格年度报告（本“年度报告”）中的所有行业和市场数据均以美元表示。除非另有说明，本年度报告中与本公司有关的所有财务及其他数据均以美元呈列。

 

请参阅“术语汇总表”，列出本年度报告中使用的石油和天然气相关术语以及其他已定义和大写的术语。

 

项目1。董事、高级管理层和顾问的身份

 

不适用。

 

项目2。提供统计数据和预期时间表

 

不适用。

 

项目3。关键信息

 

a.

[保留]

 

b.

资本化和负债

 

不适用。

 

c.	要约的原因及所得款项用途

 

不适用。

 

d.

风险因素

 

投资我们的普通股是高度投机性的，涉及很大程度的风险。在决定是否投资我们的普通股之前，您应该仔细考虑以下描述的风险，以及本报告中的其他信息，包括我们的合并财务报表和相关附注以及本年度报告中的所有其他披露。下文所述的任何事件或发展的发生都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和增长前景产生重大不利影响。在这种情况下，我们普通股的市场价格可能会下降，您可能会损失全部或部分投资。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务、财务状况、经营业绩和增长前景。

 

与我们业务相关的风险

 

我们缺乏资产和地域多元化增加了对我们进行投资的风险，如果我们未能实现多元化，我们的财务状况和经营业绩可能会恶化。

 

我们的业务重点是在印度尼西亚有限的地区进行石油和天然气勘探，以及在我们的许可区域内发现的任何重要储量的开采。因此，就我们业务的性质和地理范围而言，我们缺乏多元化。如果我们的业务更加多元化，我们可能会受到影响我们行业或我们经营所在地区的因素的更剧烈的影响。如果我们无法实现业务多元化，我们的财务状况和经营业绩可能会恶化。

 

 

勘探和钻探石油和天然气井是一项高风险活动。这些风险在过去推迟了我们钻探计划的实施，未来可能会继续这样做。

 

我们创造收入和发展公司的能力在很大程度上取决于我们勘探和钻探计划的成功。石油和天然气的钻探涉及许多风险，其中许多风险超出了我们的控制范围，包括与我们的钻探计划延迟相关的风险，以及将不会遇到商业生产的天然气或油藏的风险。勘探、钻井、完井和作业井的成本和时间是巨大且不确定的，由于我们无法控制的各种因素，钻井作业可能会减少、延迟或取消，包括：

 

	●	意外的钻井条件、压力或地层中的不规则现象；
	●	设备故障或事故；
	●	不利的天气条件；
	●	天然气和石油价格的波动（显著增加和减少）；
	●	地面出入限制；
	●	产权丧失或其他产权相关问题；
	●	遵守或改变政府的要求和规定；和
	●	钻机或船员的供应以及设备和材料的交付（我们在最近几年因新冠疫情而经历的）短缺或延迟的成本。

 

我们在2021年K-25井的钻探中遇到了困难，当时油井在雨季倒塌，在2022年K-28井的钻探中遇到了困难，当时在钻探过程中遇到了大量的天然气，这需要额外的努力来保护油井和作业。我们在2023年和2024年的部分时间停止了主要钻探，以从事勘探和优化工作，因此我们之前报告的钻探计划一直被推迟。然而，在2025年5月，我们宣布了在2024年9月至2025年3月期间对我们193,948英亩的Citarum Block进行的区域地球化学调查的令人鼓舞的结果，这证实了这一重要资产关键区域的前景。科罗拉多州丹佛市的地球化学勘探服务公司根据政府授予的出口许可证，对从Citarum Block采集的135个土壤样本进行了详细分析。这项详细分析的结论证实了Pasundan-1井、Jatayu-1井和Jonggol地区存在碳氢化合物。我们对Citarum Block的评估是基于现有的地质和地球物理数据，包括从此类区域地球化学调查和先前获得的数据集得出的解释。区域地球化学调查是分析地表或近地表样本以确定潜在碳氢化合物指标的间接方法。虽然这类调查可能提供初步见解，但它们的分辨率有限，受环境和地质多变性的影响，并且不直接确定地下结构或确认油气藏的存在、规模或商业可行性。

 

根据我们与政府就该资产签订的合同，Citarum Block在“总分割”制度下运营。这样做的效果是，一旦Citarum开始生产，我们将有权获得至少65%的天然气产量。对我们来说，另一个好处是，我们在Citarum钻探的下一口井（这将代表我们在Citarum的首次钻探）将被视为“开采”井，这意味着我们将有权生产并商业化从这口井中发现的任何石油和天然气，而不会出现此前预期的延误。2025年7月，我们宣布计划从2025年第四季度开始在我们63,778英亩的Kruh Block上连续钻两（2）口井。然而，这样的钻探计划被重新安排，两口新井中的第一口K-29（定义见下文）预计将于2026年5月下旬开钻。新的钻探活动得到了先前宣布的勘探地震工作的支持，该工作由我们在2024年和2025年初进行，升级了我们的井场前景和钻探位置，以期最大限度地提高产量。这两口井被指定为“Kruh-29”（“K-29”，Kruh油田，计划总深度：3,400英尺）和“West Kruh-5”（“WK-5”，West Kruh油田，计划总深度：5,200英尺），代表我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。两口井的地表位置和地下地质已获得适用的政府实体SKK Migas和Pertamina的批准。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成征地、物流、管状材料采购。

 

尽管有上述情况，我们未来的钻探活动可能会继续因我们控制范围内和超出我们控制范围的原因而受到延误，而且可能不会成功，如果不成功，这种失败将对我们未来的经营业绩和财务状况产生不利影响。我们的整体钻探成功率或我们在特定地理区域内活动的钻探成功率可能会下降。我们可能无法在我们预期的时间范围内租赁或钻探已确定或预算的前景，或者根本无法。我们可能无法租赁或钻探特定的前景，因为在某些情况下，我们在寻求前景或位置的选择权或租赁权之前确定了一个前景或钻探位置。同样，我们的钻探计划也有所不同，未来可能与我们资本预算中规定的计划有所不同。关于任何预定钻井或预算钻井的最终决定将取决于若干因素，包括：

 

	●	勘探工作的时间安排和结果以及地震数据的获取、审查和分析；
	●	向我们提供充足的资本资源以资助勘探和钻探石油和天然气远景；
	●	编制额外数据后其他参与者对前景的认可；
	●	钻探时的经济和行业状况，包括天然气和石油的现行和预期价格以及钻机和船员的可用性；
	●	我们的财政资源和成果；以及
	●	根据前景的合理条款提供租约和许可证以及在获得此类许可证方面的任何延误。

 

这些项目可能无法成功开发，这些井如果钻探，可能不会遇到商业生产天然气或石油的储层。这将对我们的经营业绩和流动性产生重大不利影响。

 

 

石油和天然气价格波动已经并可能继续对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。

 

我们的收入、现金流、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格，这是我们无法控制的。较高的石油和天然气价格通常会导致我们业务的现金流增加，而较低的价格会降低我们产生现金的能力。此外，我们进入资本市场、产生债务和以优惠条件获得融资的能力受到当前商品价格的显着影响。从历史上看，以及最近，石油和天然气价格一直高度波动，预计这种波动将持续下去。

 

石油和天然气的价格受制于相对较小的石油和天然气供需变化、市场不确定性以及我们无法控制的各种额外因素的影响而出现宽幅波动。这些因素包括国际政治状况（包括战争、冲突、关税、贸易和其他争端、网络攻击和类似事件）、国内外石油和天然气供应、消费者需求水平和影响此类需求的因素、天气状况、国内外政府法规、替代燃料的价格和可用性以及总体经济状况。此外，各种因素，包括国内外对生产和运输的监管的影响、一般经济状况、其他生产商钻探导致的供应变化以及需求的变化，可能会对我们的石油和天然气生产的营销能力产生不利影响。石油或天然气价格的任何显着下降将对我们的收入、营业收入、现金流和借贷能力产生不利影响，并可能需要降低我们的石油和天然气资产的账面价值和我们计划的资本支出水平。近年来，由于利率和通胀上升、美国征收关税、俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突、以色列与哈马斯的冲突，以及最近涉及美国、以色列、伊朗和其他国家的中东敌对行动、中国和印度对石油的高需求、石油相关政府间组织（如欧佩克）为影响石油供应和价格而采取的行动，以及全球经济在新冠疫情后的复苏，石油价格出现了非常显着的波动，就证明了这种风险。我们可能会继续受到石油和天然气价格相关风险的影响，而这些或类似情况持续存在，全球经济仍然不确定。

 

军事冲突和地缘政治紧张局势，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突、以色列-哈马斯冲突，以及最近涉及美国、以色列、伊朗和其他地区国家的中东敌对行动，都可能对我们的业务和业务结果产生重大不利影响。

 

2022年俄罗斯入侵乌克兰及其引发的战争，以及最近涉及美国、以色列、伊朗和其他地区国家的中东敌对行动，对全球经济市场产生了重大影响，包括石油和天然气价格的急剧上涨，而这些冲突的不确定解决可能会对全球经济造成旷日持久和/或严重的破坏。俄罗斯对乌克兰的军事干预已经导致并可能继续导致美国、欧盟和其他国家对俄罗斯实施额外制裁。俄罗斯的军事入侵和由此产生的制裁可能会对全球能源和金融市场产生不利影响，从而可能影响全球市场、我们的客户或供应商的业务，并可能影响我们的业务。美国、以色列和伊朗以及该地区其他国家之间最近于2026年3月开始的敌对行动对石油、精炼石油产品和相关商品的正常流动造成了严重干扰，随之而来的是价格上涨和相关的经济波动。

 

由于我们是一家石油和天然气勘探和生产公司，我们的业绩受到全球经济状况以及地缘政治问题和其他条件的影响。宏观经济疲软和不确定性使我们更难管理我们的运营和准确预测财务结果。由于俄罗斯军事单位进入乌克兰各省，美国、欧盟、英国和其他司法管辖区对俄罗斯和乌克兰的某些个人和实体实施了制裁，包括俄罗斯的某些银行、能源公司和国防公司，并对向俄罗斯和乌克兰的某些地区（包括自称的顿涅茨克人民共和国和卢甘斯克人民共和国和克里米亚）出口的各种物品实施了限制。此外，2022年2月22日，美国外国资产管制办公室发布制裁措施，旨在限制俄罗斯通过主权债务筹集资金的能力。包括美国在内的某些国家也已经并可能继续向乌克兰和以色列提供军事援助或其他援助，或者已经或将在与冲突有关的地点进行军事打击，包括但不限于伊朗，并且出现了报复性的军事反应，加剧了一些国家之间的地缘政治紧张局势。这些地缘政治问题导致全球紧张局势加剧，并给全球商业带来不确定性。任何或所有这些因素都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。此外，新的要求或限制可能会生效，这可能会增加对我们业务的审查，或导致我们的一项或多项业务活动被视为违反了制裁。如果美国、欧洲联盟、联合国或其他司法管辖区当局确定我们的任何活动构成违反他们施加的制裁或为指定我们的制裁提供依据，我们的业务和声誉可能会受到不利影响。

 

2023年10月7日，哈马斯恐怖分子从加沙地带渗透到以色列南部边境，对平民和军事目标进行了一系列袭击。哈马斯还对位于以色列与加沙地带边界沿线和以色列国境内其他地区的以色列人口和工业中心发动了广泛的火箭弹袭击。这些袭击造成大量人员伤亡，并绑架了平民和士兵。袭击发生后，以色列安全内阁向哈马斯宣战，针对这些恐怖组织的军事行动开始并持续至今。继10月7日袭击事件后，黎巴嫩真主党还对以色列军事场所、军队和以色列北部城镇发动了导弹、火箭弹和射击袭击。针对这些袭击，以军对黎巴嫩南部以及叙利亚和伊朗境内属于真主党的地点进行了多次定点打击。鉴于石油价格与中东的事件有很大的相关性，涉及以色列及其邻国的任何敌对行动或以色列与其贸易伙伴之间的贸易中断或缩减都可能对石油价格产生不利影响，并以其他方式影响我们的运营和运营结果。然而，截至本年度报告日期，我们在俄罗斯、乌克兰、伊朗、以色列或伊朗或以色列的邻国没有任何业务、经营或资产，我们也没有在这些地区与任何供应商或客户有任何直接或间接的业务或合同。因此，我们预计，俄罗斯入侵乌克兰、以色列-哈马斯冲突或最近涉及美国、以色列、伊朗和其他国家的中东敌对行动不会对我们的业务运营产生直接影响，尽管如前所述，这些事项可能会对石油价格产生不利影响，对我们不利，并普遍造成全球石油价格的波动和不确定性。

 

 

军事行动或战役、战争、恐怖袭击、制裁以及由此造成的市场混乱的程度和持续时间无法预测，但可能是巨大的。俄罗斯的军事行动或由此产生的制裁、以色列与哈马斯的冲突或最近涉及美国、以色列、伊朗和其他国家的中东敌对行动造成的任何此类干扰都可能放大本节所述其他风险的影响。我们无法预测乌克兰、以色列或伊朗或其他受影响地区局势的进展或结果，因为冲突和政府反应正在迅速发展，超出了他们的控制范围。影响该地区的长期动乱、加剧的军事活动或更广泛的制裁可能对全球经济产生重大不利影响，而这种影响反过来可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

 

与政府订立的任何燃气销售安排，如我们日后可能成为其中一方，均存在固有的信贷风险。

 

印度尼西亚的天然气供应合同由SKK Migas（一家由政府组织和授权管理天然石油和天然气上游商业活动的石油、能源和政府公司）、天然气买卖双方在逐个油田的基础上进行谈判。供气合同中常见的条款是一种“照付不议安排”，其中要求买方要么支付与某些预先约定数量的天然气相应的价格并承购这些数量，要么支付其相应的价格，而不管其是否购买。在某些情况下，例如印度尼西亚或全球范围内的工业或经济危机，买方可能不愿意或无法支付这些款项，这可能会引发重新谈判合同，并成为当事人之间法律纠纷的主体。当我们建立天然气生产并与政府订立相关合同时，此合同条款可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响，从而减少我们的净利润或增加我们未来的总负债，或两者兼而有之。

 

我们面临来自政府的信用风险以及Pertamina及时向我们公司支付运营成本和利润分成的能力。

 

我们目前的现金流入依赖于与总部位于雅加达的印尼国有石油和天然气公司Pertamina的“成本回收”和利润分享安排，这意味着所有运营成本（在勘探、开发、开采、生产、运输、营销、废弃和场地恢复方面所做的支出和承担的义务）由我们公司垫付，随后由Pertamina加上运营利润的一部分偿还。Pertamina的任何延迟付款可能会对我们的运营产生不利影响，并延迟资本投资的时间表，否则可能会对我们的业务、前景、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

 

较低的石油和/或天然气价格也可能减少我们可以经济生产的石油和/或天然气的数量。

 

石油和/或天然气价格持续大幅下跌可能会使我们的很大一部分勘探、开发和开采项目从经济角度看不可行，这可能导致我们不得不对我们的估计探明储量进行大幅下调。因此，石油和/或天然气价格长期或大幅下降，例如我们自2014年年中以来所经历的情况，这种情况在新冠疫情大流行期间加剧，此后对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性和为资本支出提供资金的能力造成并可能在未来造成重大不利影响。此外，如果我们经历了石油和天然气价格的显着持续下跌，导致我们的石油和天然气资产的预期未来现金流低于我们的资产的账面净值，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值。任何此类资产减值都可能对我们的经营业绩产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。

 

我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到征收关税、贸易政策变化、贸易战以及全球经济状况和能源价格波动的不利影响。

 

我们面临与地缘政治和经济关系紧张加剧相关的风险，特别是考虑到特朗普政府的贸易政策和相关行动。包括美国和中国在内的大国之间的对抗和制裁，以及涉及乌克兰、以色列-哈马斯的动乱、恐怖威胁、战争和其他冲突，以及最近涉及美国、以色列、伊朗和其他地区国家的中东敌对行动，造成了全球不确定性增加。这种地缘政治紧张局势，以及贸易争端和区域冲突，可能导致经济不稳定、市场波动和监管变化，这可能会影响我们的运营、开支、获得资本以及石油和天然气市场。近年来，美国提议对从多个国家进口的范围广泛的商品征收多轮关税。特别是，美国自2025年4月起对自印尼进口产品征收32%的关税。不过，32%的关税暂时暂停了90天，以便进行谈判。截至2026年2月，美国和印度尼西亚签订了一项双边贸易协定，根据该协定降低了此前宣布的32%的关税税率，一般上限约为19%，适用于大多数原产于印度尼西亚的商品，某些产品获得优惠或零关税待遇。尽管有这些事态发展，但美国的贸易政策仍可能发生变化，无法保证当前的关税税率将保持不变。美国可能会恢复更高的关税，征收额外关税，修改产品覆盖范围，或采取其他贸易限制措施，以应对不断变化的经济或地缘政治考虑。此外，双边贸易协定的实施和解释，包括特定产品豁免和合规要求，可能会产生不确定性和行政负担。此类政策导致的任何关税增加、施加新的贸易壁垒或客户购买行为的转变，都可能降低印尼出口到美国的产品的成本竞争力，扰乱供应链，并对我们的运营产生不利影响。无法保证我们目前的客户将继续向我们采购产品，他们的采购减少可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。从历史上看，关税导致美国与其他国家之间的贸易和紧张局势加剧。贸易政策导致的政治紧张局势可能会减少主要经济体之间的贸易额、跨境投资、技术交流和其他经济活动，从而对全球经济状况以及全球金融和股票市场的稳定产生重大不利影响。这种紧张局势可能会导致石油和天然气市场的显着波动，这可能会引发重大的石油价格波动，从而对我们开展业务的能力产生负面影响。

 

虽然我们仅在印度尼西亚国内市场运营，由于我们没有从美国进口或出口到美国的产品，因此不会直接面临关税，但关税和贸易战造成的不稳定仍可能对我们的业务、财务状况、获得资本和经营业绩产生不利影响，从而影响我们持续经营的能力。关税和相关贸易壁垒会扰乱全球供应链，增加商品和服务成本，并导致更广泛的经济不确定性。此外，如果我们的任何国内供应商受到与国际贸易紧张相关的成本增加或供应中断的影响，我们的投入成本可能会上升，从而可能影响我们的利润率和盈利能力。

 

我们可能无法为增加储量和产量所需的资本支出提供资金。

 

我们必须进行资本支出，以开发我们现有的储量，并发现新的储量。从历史上看，我们主要通过关联方和非关联方融资以及2019年12月首次公开募股、2022年与L1 Capital的融资以及自2022年以来与H.C. Wainwright & Co.，LLC（“销售代理”）的ATM（在市场上）融资筹集的资金来为我们的资本支出提供资金。我们预计未来将继续利用这些或类似资源（以及来自潜在股权和债务融资的资金以及任何未来的净正现金流）。

 

然而，我们无法向您保证，我们未来将有足够的资本资源来为我们计划的所有资本支出提供资金。近年来，我们不得不修改我们的钻井和其他运营计划，部分原因是我们的资本资源受到限制。

 

此外，石油和天然气价格的波动、我们钻探计划的时间安排和钻探结果将影响我们的运营现金流。较低的价格和/或较低的产量也可能减少收入和现金流，从而减少可用于满足我们资本要求的财务资源数量，包括减少可用于追求我们钻探机会的数量。如果我们的运营现金流没有因资本支出而增加，我们的运营现金流将需要更大比例的偿债和运营费用，我们的资本支出将必然减少。

 

战略决定，包括将资本和其他资源分配给战略机遇，具有挑战性，我们未能在战略机遇中适当分配资本和资源可能会对我们的财务状况产生不利影响，并降低我们的增长率。

 

我们未来的增长前景取决于我们为业务确定最佳战略的能力。在制定我们的业务计划时，我们已经并将继续考虑将资本和其他资源分配给我们业务的各个方面，包括油井开发（主要是钻探）、储量收购、勘探活动、公司项目和其他替代方案。我们也有并将继续考虑我们可能的资本来源。我们为当前业务计划提供资金的能力取决于我们的可用资本。此外，尽管我们在制定业务计划时做出了决定，但我们会定期注意到以前未发现的商业机会，包括可能的收购和处置。如果我们未能确定最佳业务战略或未能优化我们的资本投资和资本筹集机会以及使用我们的其他资源来推进我们的业务战略，我们的财务状况和增长率可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们的业务计划所设想的情况发生变化，我们未能认识到或回应这些变化可能会限制我们实现目标的能力。

 

 

我们对未来钻探活动的预期将在几年内实现，这使得它们容易受到可能实质性改变此类活动发生或时间的不确定性的影响。

 

我们已经在Kruh Block和Citarum Block确定了钻探位置和未来钻探机会的前景，包括开发和勘探钻探活动。这些钻探位置和前景代表了我们未来钻探计划的重要部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多因素，包括资金的可用性、监管机构的批准、与第三方的协议谈判、商品价格、成本、设备、服务、资源和人员的获取和可用性以及钻探结果。无法保证我们将在这些地点进行钻探，或者我们将能够从这些地点或任何其他潜在的钻探地点生产石油。我们在规划和执行其钻探计划时所依赖的法律或法规的变化可能会对我们成功完成这些计划的能力产生不利影响。

 

我们估算的石油储量是基于可能被证明不准确的假设。

 

石油工程是估算石油和天然气积累的主观过程，无法以精确的方式进行测量，其他工程师的估计可能与本文所述的存在重大差异。许多假设和不确定性是估算已探明石油数量所固有的，包括预测未来的生产速度、开发支出的时间和数量以及石油和天然气的价格，其中许多超出了我们的控制范围。在估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能需要进行修订。因此，储量估计数通常与最终回收的石油和天然气数量存在重大差异，如果此类回收量大大低于初始储量估计数，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

在我们的勘探活动中，我们可能找不到任何具有商业生产能力的油气藏。

 

我们的业务前景目前取决于从我们的Kruh Block中提取资产以及在我们的Citarum Block中找到足够的储量。

 

2025年5月，我们宣布了在2024年9月至2025年3月期间对我们193,948英亩的Citarum Block进行的区域地球化学调查的令人鼓舞的结果，这证实了这一重要资产关键区域的前景。科罗拉多州丹佛市的地球化学勘探服务公司根据政府授予的出口许可证，对从Citarum Block采集的135个土壤样本进行了详细分析。这一详细分析的结论证实了Pasundan-1井、Jatayu-1井和Jonggol地区存在碳氢化合物。我们对Citarum Block的评估是基于现有的地质和地球物理数据，包括从此类区域地球化学调查和先前获得的数据集得出的解释。区域地球化学调查是分析地表或近地表样本以确定潜在碳氢化合物指标的间接方法。虽然这类调查可能提供初步见解，但它们的分辨率有限，受环境和地质多变性的影响，并且不直接确定地下结构或确认油气藏的存在、规模或商业可行性。我们对这些数据的解释涉及重大假设和不确定性，最终可能被证明是不准确或不完整的。尽管我们可能会考虑在不进行额外地震研究的情况下进行钻探活动，但无法保证上述进一步的地震工作不会对我们准确评估地下条件的能力产生不利影响。特别是，依赖地球化学调查结果而没有确证地震数据可能会增加钻探结果不成功的风险。

 

2025年7月，我们宣布计划从2025年第四季度开始在我们63,778英亩的Kruh Block上连续钻两（2）口井。然而，这样的钻探计划被重新安排，两口新井中的第一口K-29预计将于2026年5月下旬开钻。新的钻探活动得到了先前宣布的勘探地震工作的支持，该工作由我们在2024年和2025年初进行，该工作升级了我们的井场前景和钻探位置，以期最大限度地提高产量。K-29和WK-5这两口井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。两口井的地表位置和地下地质已获得适用的政府实体SKK Migas和Pertamina的批准。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成拿地、物流、管状材料采购。然而，打井涉及许多风险，包括我们钻探的新井将无法生产或我们无法收回全部或任何部分资本投资的风险。钻探石油和天然气可能无利可图。有生产能力但在钻井、运营和其他成本后没有产生足够净收入的油井是无利可图的。就其性质而言，对未开发储量的估计不太确定。恢复此类储量将需要大量资本支出以及成功的钻井和完井作业。此外，我们的物业可能会受到邻近物业的其他业务生产的排水影响。如果我们生产的石油和天然气数量减少，我们的运营现金流可能会减少。

 

我们可能无法通过获得额外生产我们勘探区块的权利来扩大业务。

 

我们的关键业务战略之一是扩大我们的资产组合，其中可能包括生产我们的勘探区块。我们目前已经确定了一个这样的潜在区块—— Rangkas地区——我们的目标将是确保在Rangkas和印度尼西亚其他地区开展活动的权利。然而，由于竞争性招标过程和围绕政府承包的不确定性，除其他因素外，我们可能无法获得在任何其他地区进行勘探或生产活动的权利。特别是，我们在通过印尼政府的招标程序收购新的石油区块方面面临来自其他石油和天然气公司的竞争。我们这些招标的竞争对手包括Pertamina（可以自行招标区块），以及其他成熟的大型国际石油和天然气公司。这类公司拥有大得多的资本资源，在竞标特许权时能够提供更具吸引力的条款。如果我们无法获得额外区块的权利，我们将无法获得额外的收入和利润机会，并继续受到与我们目前缺乏资产多元化相关的风险的影响，所有这些都将损害我们的经营业绩。

 

 

我们可能无法跟上我们行业的技术发展。

 

石油和天然气行业的特点是技术进步迅速而显着，并采用新技术推出新产品和服务。当其他人使用或开发新技术时，我们可能会处于竞争劣势，竞争压力可能会迫使我们以高昂的成本实施这些新技术。此外，其他油气公司可能拥有更大的资金、技术和人才资源，使其能够享受技术优势，并可能在未来允许他们先于我们实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或将来使用的一项或多项技术过时，或者如果我们无法使用最先进的商业可用技术，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。

 

我们之前在我们提议的勘探和钻探时间表方面遇到了延误，因此被要求修改。存在重大风险，我们将在未来经历此类延迟和所需的修改。

 

虽然我们已经在内部批准了Kruh Block的开发计划，并公开表示了我们对Kruh Block新钻探活动的意图，但我们过去不得不多次修改我们的钻探计划，将来可能会被要求再次这样做。对于Citarum Block，我们目前正在评估钻探计划的前景。

 

我们不时决定是否以及何时钻探任何计划中或预算中的井（无论是在Kruh Block还是其他地区）将取决于许多因素，包括：

 

	●	石油和天然气的现行和预期价格；
	●	钻井和服务设备及船员的可用性和成本；
	●	钻井时的经济和行业状况；
	●	充足资本资源的可获得性；
	●	我们探索努力的成果；
	●	地震资料的采集、评审和解释；
	●	我们获得钻探地点许可和进入钻探地点的能力；和
	●	持续的钻探义务。

 

尽管我们已经确定或预算了许多钻探地点，但我们可能无法在我们预期的时间范围内或根本无法钻探这些地点。此外，由于未来的不确定性，我们的钻探计划可能与我们的预期有所不同。

 

此外，条件（如新冠疫情、天气、设备故障、油井坍塌、政府许可的延迟、由于我们缺乏和需要保留资本资源而对活动的限制，以及类似因素）过去要求我们，并且将来可能要求我们修改或推迟我们的勘探和钻探计划。影响我们勘探和钻探计划时间安排的一些因素超出了我们的控制范围。实施我们的勘探和钻探计划的任何额外延误都可能损害我们的声誉和股价，也可能对我们的经营业绩（包括我们的现金流）产生重大不利影响。

 

季节性天气条件和其他因素可能会对我们进行钻探活动的能力产生不利影响。

 

我们的运营可能会受到天气状况的不利影响。恶劣的天气条件限制并可能暂时停止我们在这种条件下的运营能力。我们经历了与天气相关的挑战，2021年我们的K-25井发生坍塌，这使我们在2021年的生产倒退，而在2022年的K-28井，钻井期间遇到了大量天然气，这需要额外努力来保护油井和作业。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的石油和天然气业务，并大幅增加我们的运营和资本成本，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

 

缺乏可用的钻机、设备、用品、人员和油田服务或费用高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开采和开发计划的能力产生不利影响。

 

我们的行业具有周期性，不时出现钻机、设备、用品、油田服务或合格人员短缺的情况。在这些时期，钻机、设备和用品的成本和交付时间要大得多。此外，随着现役钻机数量的增加，合格钻机工作人员的需求和工资率也会上升。在时间和活动增加的地区，对油田服务的需求也可能会上升，这些服务的成本可能会增加，而这些服务的质量可能会受到影响。如果在我们的任何作业区域，缺乏可用的钻机、设备、用品、油田服务或合格人员或成本高昂的情况特别严重，我们可能会受到重大不利影响。延迟也可能对我们的运营结果产生不利影响，包括新井开始生产的时间。

 

由于我们无法控制的各种因素，我们的钻井作业可能会被削减、推迟或取消。

 

我们的钻井作业面临多项风险，包括：

 

	●	意外的钻井条件；
	●	设施或设备故障或事故；
	●	不利的天气条件；
	●	异常或意外的地质构造；
	●	火灾、井喷和爆炸；
	●	地缘政治冲突，包括最近在乌克兰的军事行动和对某些石油和天然气出口国的制裁；
	●	政府许可处理或必要的第三方服务招标时间方面的意外延误；
	●	石油、天然气或井液的不可控压力或流量；以及
	●	公共卫生风险和大流行爆发，如新冠疫情及其变种。

 

任何这些事件都可能对我们开展业务的能力产生不利影响或造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或其他环境污染、水井损失、监管处罚、暂停运营、律师费以及在诉讼起诉或辩护中产生的其他费用。

 

我们不为所有潜在的经营风险投保。我们可能会因与我们的石油和天然气业务相关的未投保或投保不足的风险而蒙受重大损失，并受到重大责任索赔。

 

我们不投保所有风险。我们的石油和天然气开采和生产活动受到与钻探、生产和运输石油和天然气相关的危害和风险的影响，任何这些风险都可能造成重大损失，原因是：

 

	●	环境危害，如石油、天然气、卤水、井液、有毒气体或其他污染无法控制地流入环境，包括地下水、海岸线污染、地下迁移和地表溢出或化学添加剂处理不当；
	●	异常受压地层；

 

 

	●	机械困难，如油田钻井和维修工具卡住、套管坍塌；
	●	天然气、石油、凝析油和其他碳氢化合物的泄漏或这些碳氢化合物的损失，是由于在钻井和完井作业期间发生的事故，或在我们的作业中或在向第三方的交付点发生的碳氢化合物的收集和运输、管道、测量设备或加工或其他设施的故障；
	●	火灾和爆炸；
	●	人身伤亡；
	●	监管调查和处罚；以及
	●	自然灾害和流行病。

 

我们有涵盖典型行业风险的一般保险，每个事件的保险限额为35,000，000美元，每个区块的保险限额为100,000，000美元。然而，我们不知道任何事件造成的损失的程度，并且存在我们的保险可能不足以涵盖所有适用损失的风险，在损失完全涵盖的范围内。因未投保和投保不足的事件或超出现有保险范围的金额而产生的损失和责任可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

 

我们对地震数据的使用受制于解释，可能无法准确识别石油和天然气的存在。

 

我们在过去两年中花费了时间和资源从事勘探和优化油井活动，其中包括使用地震成像技术。地震数据在钻井中至关重要，特别是在石油和天然气勘探中。它有助于识别潜在的钻井目标、评估风险和优化井位。然而，即使得到适当使用和解释，地震数据和可视化技术也只是用于帮助地球科学家识别地下结构以及最终的碳氢化合物指标的工具，并不能使解释者知道碳氢化合物是否事实上存在于这些结构中。此外，使用地震和其他先进技术需要比传统钻井策略更大的钻井前支出，我们可能会因这些支出而蒙受损失。由于与我们使用地震数据相关的这些不确定性，我们的一些钻探活动（我们预计将从2026年5月下旬开始）可能不会成功或在经济上可行，我们的整体钻探成功率或我们在特定区域活动的钻探成功率可能会下降，这可能对我们产生重大不利影响。

 

由于与我们的储备所在的土地所有者和当地社区的谈判出现困难，我们可能会遭受延误或增加成本。

 

进入我们经营的场地需要与土地所有者和当地社区达成协议（例如，包括评估、通行权和进入授权）。如果我们无法与土地所有者谈判协议，我们可能不得不诉诸法院，以获得进入我们运营的场地的权限，这可能会延迟我们在这些场地的运营进展。无法保证与土地所有者和当地社区的纠纷不会延误我们的运营，也无法保证我们未来与这些土地所有者和当地社区达成的任何协议不会要求我们承担额外成本，从而对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。当地社区也可能会抗议或采取行动，限制或导致他们选出的政府限制我们进入我们运营的站点，这可能会对我们在这些站点的运营产生重大不利影响。

 

 

不利的信贷和市场状况可能对印尼经济产生负面影响，并可能对我们获得资本的能力、我们的总体业务和经营业绩产生负面影响。

 

全球金融危机和全球金融体系的相关动荡可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。特别是，如果主权债务危机或全球流行病加剧了国际信贷市场的混乱，对印度尼西亚经济（我们的石油和天然气产品由政府销售）产生不利影响，我们的业务可能会受到影响，并可能对我们在需要融资的时候进入信贷或资本市场的能力产生不利影响，这可能会影响我们对不断变化的经济和商业条件作出反应的灵活性。上述任何因素或这些因素的组合，或我们目前不知道的类似因素，都可能对我们的流动性、经营业绩和财务状况产生不利影响。

 

我们产品的适销性在很大程度上取决于石油和天然气收集系统、管道、储存和加工设施的可用性、邻近性和容量。

 

我们产品的适销性部分取决于加工和储存。此类收集系统和管道上的运输空间有时受到限制，有时由于正在对此类设施进行维修或改进，或由于具有优先运输协议的其他公司正在使用此类空间而无法使用。我们获得运输选择的机会还可能受到印度尼西亚法律、石油和天然气生产和运输监管、总体经济状况以及供需变化的影响。这些因素和市场的可用性是我们无法控制的。如果我们获得这些运输和储存选择的机会发生巨大变化，对我们的财务影响可能是巨大的，并对我们生产和销售石油和天然气的能力产生不利影响。

 

针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响。

 

我们的业务越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发和生产活动。我们依靠数字技术估算石油储量的数量，处理和记录财务和运营数据，分析地震和钻井信息，并与我们的员工和第三方合作伙伴进行沟通。未经授权访问我们的地震数据、储量信息或其他专有信息可能导致数据损坏、通信中断或我们的勘探或生产业务的其他运营中断。此外，计算机技术控制着印度尼西亚几乎所有的石油和天然气分配系统，这些系统是将我们的生产运往市场所必需的。针对石油和天然气分销系统的网络攻击可能会破坏关键的分销和储存资产或环境，延迟或阻止向市场交付生产，并使准确核算产量和结算交易变得困难或不可能。虽然我们没有经历重大的网络攻击，但未来我们可能会遭受此类攻击。此外，随着网络攻击不断演变，我们可能需要花费大量额外资源，以继续修改或加强我们的保护措施，或调查和修复任何易受网络攻击的漏洞。

 

我们依赖独立专家和技术或运营服务提供商，我们可能对其控制有限。

 

我们使用独立的承包商为我们提供一定的技术援助和服务。我们依靠钻机和钻井设备的所有者和运营商，以及现场服务的供应商，来钻探和开发我们的前景到生产。我们还依赖其他第三方的服务来探索和/或分析我们的前景，以确定一种可能以具有成本效益的方式开发前景的方法。我们对这些服务提供商的活动和商业行为的控制有限，我们无法与他们保持令人满意的商业关系或他们未能提供优质服务可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

 

石油和天然气的市场状况，特别是石油和天然气价格的波动，可能会对我们的收入、现金流、盈利能力和增长产生不利影响。

 

我们的收入、现金流、盈利能力和未来增长率在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。价格也会影响可用于资本支出的现金流量以及我们借钱或筹集额外资本的能力。较低的价格也可能使我们增加甚至继续目前的石油和天然气生产水平变得不经济。

 

 

石油和天然气价格会因应石油和天然气供需的相对较小变化、市场不确定性和我们无法控制的多种其他因素而出现较大波动，包括：

 

	●	国内外油气供需变化；
	●	石油生产国的政治稳定和经济状况，特别是中东和俄罗斯（特别是考虑到2022年2月俄罗斯入侵乌克兰）；
	●	天气情况；
	●	国外进口的价格和水平；
	●	印度尼西亚或其他地方的恐怖活动；
	●	管道和其他二次容量的可用性；
	●	一般经济状况；
	●	更多冠状病毒或其他病毒爆发的全球风险，或其他全球或当地公共卫生不确定性；
	●	国内外政府监管；和
	●	替代燃料来源的价格和可用性。

 

对探明储量和未来净收入的估计本质上是不精确的。

 

根据美国证券交易委员会（“SEC”）的要求估算石油储量的过程是复杂的，涉及评估现有地质、地球物理、工程和经济数据的决策和假设。因此，这些估计是不精确的。未来实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可采石油储量的数量很可能与估计的有所不同。任何重大差异都可能对我们储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整对探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当时的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素超出了我们的控制范围。

 

除非我们更换我们的石油储备，否则我们的储量和产量将随着时间的推移而下降。我们的业务依赖于我们持续成功地确定生产性油田和前景，以及我们未来钻探的已确定地点可能不会产生商业数量的石油或天然气。

 

石油属性的产量随着储量耗尽而下降，下降速度取决于储层特征。因此，我们目前的探明储量将随着这些储量的产生而下降。我们未来的石油储量和产量，以及因此我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否成功地有效开发我们目前的储量，并在经济上找到或获得额外的可采储量。虽然我们过去在确定和开发可商业开采的矿床和钻探地点方面取得了成功，但我们可能无法在未来复制这种成功。我们可能不会发现任何更多可商业开采的矿床或成功钻探、完成或生产更多的石油储量，并且我们已经钻探和目前计划在我们的区块或特许经营区域内钻探的油井可能不会发现或生产任何进一步的石油或天然气，或者可能不会发现或生产额外的商业可行数量的石油或天然气，以使我们能够继续盈利运营。如果我们无法替代我们当前和未来的生产，我们的储备价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到重大不利影响。

 

 

我们的业务需要大量的资本投资和维护费用，我们可能无法以令人满意的条件或根本无法融资。

 

石油和天然气行业是资本密集型行业，我们预计将在我们的业务和运营中为石油储量的勘探和生产进行大量资本支出。由于（其中包括）商品价格、实际钻探结果、钻机和其他设备和服务的可用性以及监管、技术和竞争发展，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异。为应对大宗商品价格上涨，我们可能会增加实际资本支出。我们很可能需要筹集额外的融资来支持我们的业务，我们打算通过我们的运营产生的现金和潜在的未来融资安排为我们未来的资本支出提供资金。然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行债务或股本证券或出售资产来大幅改变或增加我们的资本化。我们还面临融资安排（包括银行贷款或公开或非公开发行债务或股本证券）可能无法在需要时以优惠条件或根本无法提供给我们的风险，这可能会对我们经营公司的能力产生不利影响。

 

如果我们的资本要求与我们目前的计划存在重大差异，我们很可能需要进一步的投资（可能无法获得，以至于无法产生正现金流）或股权融资（可能无法以理想的条件获得，或者根本无法获得）。此外，我们未来可能会产生重大的财务负债，这可能涉及对其他融资和经营活动的限制。这些变化可能导致我们开展业务的成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。运营现金流的大幅减少或信贷的可用性可能会对我们实现计划增长和经营业绩的能力产生重大不利影响。

 

我们对市场的估计是基于我们的研究，但可能被证明是不正确的。

 

这份报告包含了我们从私人出版物中获得的某些数据和信息。这些出版物中的统计数据还包括基于一些假设的预测。我们的行业可能不会以市场数据预测的速度增长，或者根本不会。这一市场未能以预计的速度增长，可能会对我们的业务和我们普通股的市场价格产生重大不利影响。此外，石油和天然气行业快速变化的性质导致与我们市场的增长前景或未来状况有关的任何预测或估计都存在重大不确定性。此外，如果市场数据背后的任何一项或多项假设后来被发现不正确，实际结果可能与基于这些假设的预测不同。您不应过分依赖这些或其他前瞻性陈述。见“关于前瞻性陈述的注意事项。”

 

我们的经营依赖租赁的场所，此类租约到期、不续签或不利的续签可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

我们在Giesmart Plaza Zone 2的运营是在我们从关联方PT租赁的场所内进行的。Wirannusa Karana Mardika（PT WKM）。PT WKM由我们的首席执行官Wirawan Jusuf博士拥有，他持有50%的所有权。吉斯马特广场2区租期自2023年1月1日开始，现已多次延长，目前租期至2026年3月31日届满。该租约目前正在续签过程中。虽然我们历来能够延长租约，但不能保证我们将能够以商业上合理的条款续租，或者根本不能续租。由于出租人是关联方，租赁条款，包括任何续签条款，可能不是公平谈判的结果，并且可能比我们可以从非关联第三方获得的条款对我们更不利。

 

如果我们无法续租，或者如果关联方选择不继续租赁安排，我们可能会被要求在短时间内搬迁我们的业务。任何此类搬迁都可能导致运营中断、成本增加，以及潜在的客户或商业机会流失。此外，即使续租，也可能以对我们不太有利的条款进行，包括更高的租金或更严格的条件，这可能会增加我们的运营费用并降低我们的运营灵活性。

 

此外，我们在关键设施方面对关联方的依赖可能会产生实际或感知到的利益冲突，并可能使我们受到投资者和监管机构更多的审查。与关联方出租人的任何纠纷，或关系的变化，都可能对我们继续占用和使用房地的能力产生负面影响。

 

上述任何因素均可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

与监管我们的石油和天然气业务相关的风险

 

我们受制于石油和天然气行业常见的复杂法律，尤其是在印度尼西亚，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

石油和天然气行业受到世界各国政府的广泛监管和干预，包括印度尼西亚的广泛监管，涉及诸如授予勘探和生产权益、施加特定勘探和钻井义务、分配和限制生产、价格控制、必要的资产剥离和外汇控制以及开发和国有化、征收或取消合同权利等事项。

 

我们过去被要求，未来可能被要求，进行重大支出，以遵守政府法律法规，包括以下事项：

 

	●	钻井作业许可证、许可证和其他授权；
	●	有关业务的报告；

 

 

	●	遵守环境、健康和安全法律法规；
	●	遵守要求将我们的部分权益剥离给国内方；
	●	遵守要求将我们生产的某一部分销往国内市场；
	●	调整承包商与政府在生产方面的分割；
	●	符合当地含量要求；
	●	起草实施应急规划；
	●	堵塞和废弃费用；以及
	●	税收。

 

根据这些法律法规，除其他外，我们可能会对人身伤害、财产损失、环境损害和其他类型的损害承担责任。不遵守这些法律法规还可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚。此外，这些法律法规可能会以可能大幅增加我们成本的方式发生变化。任何此类责任、义务、处罚、暂停、终止或监管变化都可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

 

此外，我们持有石油和天然气权益的协议的条款和条件一般反映了与政府当局的谈判，可能会有很大差异。这些协议采取特殊合同、特许权、许可证、协会或其他类型协议的形式。有关这些特别合同、特许权、许可、协会或其他类型协议的任何暂停、终止或监管变化可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

 

我们的Citarum Block生产分成合同（PSC）要求或可能要求我们在某些情况下放弃部分标的合同区域，这可能会给我们留下更少的可勘探区域。

 

根据我们与SKK Migas就Citarum Block达成的PSC，在某些情况下，我们被要求或可能被要求将合同面积的部分交还给政府，而这些部分须经我们与政府之间达成协议。这种情况包括我们无法完成在我们的Citarum PSC中商定的工作计划。如果我们放弃或被要求放弃部分Citarum，我们可能会留下更少的可勘探区域，从而减少我们可以利用的潜在资源。见“第4项。公司信息—我们的资产— Citarum Block”以获取更多信息。我们可能会被要求在未来与政府的合同中同意类似的条款。

 

印度尼西亚法律法规的解释和适用涉及不确定性。

 

与更成熟的法律体系的情况相比，印度尼西亚的法院可能对司法结果提供更少的确定性或更冗长的司法程序。当裁决没有明确定义时，企业可能会因简单的问题而卷入冗长的司法程序。此外，法律起草质量差，解决问题或纠纷的法律程序过度拖延，会使这些问题更加复杂。印度尼西亚法律制度的这些特点可能使我们面临几种风险，包括可能更难获得有效的法律补救；政府方面的酌处权程度更高；缺乏解释相关法律或条例的司法或行政指导；各种法律、条例、法令、命令和决议之间和内部的不一致和冲突；或司法机构和法院在这类事项上相对缺乏经验或缺乏可预测性。

 

 

印度尼西亚法律的执行可能取决于并受制于相关地方当局的解释。这种当局可能会对当地法律的某一方面采取不同于当地律师给我们的建议甚至是当地当局本身先前给出的建议的解释。地方自治事项在印尼极具争议性，进一步给相关法律法规要求的解释和适用增加了不确定性。此外，关于法院将如何解释此类法律以及将此类法律适用于其特许权、联合经营、许可证、许可证申请或其他安排的相关判例法有限或没有提供指导。即使存在这样的判例法，它也缺乏在美国法律体系中发现的具有约束力的判例价值。

 

例如，2012年11月13日，印度尼西亚共和国宪法法院（Mahkamah Konstitusi Republic Indonesia，简称MK）发布了第36/PUU-X/2012号决定（或MK第36/2012号决定）。在其中，MK宣布2001年《石油和天然气法》中的几项条款无效，并解散了Badan Pelaksana Minyak dan Gas Bumi（或BP Migas），原因是未能按照其对印度尼西亚共和国宪法第33条的解释要求直接管理石油和天然气资源。根据MK第36/2012号决定，政府创建了SKK Migas，并授权其根据2013年关于实施天然石油和天然气上游业务活动管理的第9号总统条例接管BP Migas的职能。然而，尽管这些安排迄今尚未受到质疑，但存在风险，即未来对现有安排的质疑，以及印度尼西亚法律的一般变化，可能要求我们修改我们的运营和发展计划，并可能对我们的运营结果产生不利影响。

 

政府和政府机构加强监管可能会增加监管合规成本，并对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

我们在印度尼西亚的业务运营受到众多政府机构发布的不断扩大的法律、规则和条例体系的约束。SKK Migas和印度尼西亚能源和矿产资源部（MEMR）不断演变的角色，加上印度尼西亚的政治变化，使得贸易部、林业部、环境部和印度尼西亚银行等其他政府机构能够在监管印度尼西亚石油和天然气行业方面发挥更大的作用。此外，印尼税务当局最近启动了额外的税务审计，并实施了增加石油和天然气行业税收的措施。

 

政府机构作用的继续扩大可能会导致通过新的立法、条例和做法，我们将被要求遵守这些规定。这类立法、法规和做法可能更加严格，并可能导致未来法律和监管合规支出的金额和时间与当前水平有很大差异。它们还可能要求改变我们的运营和发展计划，这可能会对我们的运营结果产生不利影响。

 

2001年《油气法》的解释和适用以及新油气法的预期颁布具有不确定性，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

在印度尼西亚，与石油和天然气活动有关的法律法规的复杂性因法律和监管框架的不确定性而变得更加复杂。印度尼西亚2001年《石油和天然气法》（或《石油和天然气法》）于2001年11月23日生效，该法律于2023年3月31日通过2023年第6号法律修订，以代替2022年第2号法律，将创造就业机会纳入法律（称为第6/2023号法律），并于2026年1月2日通过2026年第1号法律刑事调整（称为第1/2026号法律）。《油气法》规定了规范石油天然气活动的一般原则的法定主体，并在一系列政府法规、总统令和部令中得到进一步发展和实施。《油气法》的规定一般较为宽泛，可获得的解释性指导来源很少。此外，《油气法》的实施条例并不是全部出台，有些是最近才颁布的。在没有明确的适用实例的情况下，尚不确定这些法规将如何影响我们和我们的运营，而围绕《石油和天然气法》及其实施法规的不确定性增加了在印度尼西亚开展石油和天然气活动的风险，并可能导致成本增加。

 

政府还可能通过有关石油和天然气勘探、开发和生产的新法律和/或政策，这些法律和/或政策与现行政策不同，并对在印度尼西亚开展业务的成本产生不利影响。如果当前法律和监管框架的任何变化对我们的业务和我们的地位造成不利影响，我们的业务、发展计划、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。

 

 

我们和我们的运营受众多环境、健康和安全法律法规的约束，这可能会导致重大责任和成本。

 

我们和我们的运营受制于各种国际、国内和国外的当地环境、健康和安全法律法规，这些法律法规主要涉及向地下、空气或水中排放和排放污染物；受监管材料的产生、储存、处理、使用、运输和处置；以及人类健康和安全。我们的运营还受到石油和天然气行业固有的某些环境风险的影响，这些风险可能会意外出现，并对我们的业务、财务状况和经营业绩造成重大不利影响。违反环境法，以及对自然资源的影响和未经授权使用此类资源，可能会导致环境行政调查和/或导致我们的特许权和合同终止。其他潜在后果包括罚款和/或刑事环境行动。

 

我们被要求为我们的运营获得政府当局的环境许可，包括我们的油井的钻井许可。我们可能不会在任何时候都完全遵守这些许可以及我们所遵守的环境和健康与安全法律法规。如果我们违反或未能遵守这些要求，我们可能会受到监管机构的罚款或其他制裁，包括通过吊销我们的许可证或暂停或终止我们的业务。如果我们未能及时或根本未能获得、维持或更新许可（例如由于合作伙伴、社区或环境利益集团的反对、政府的延误或任何其他原因），或者如果我们因适用法律法规的变化而面临额外要求，我们的运营可能会受到不利影响、阻碍或终止，这可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

 

例如，经第6/2023号法和第1/2026号法（或环境法）修订的2009年关于环境保护和管理的第32号法及其实施条例，即2021年关于环境保护和管理的第22号政府条例（或GR22/2021），要求开展石油和天然气业务运营的实体有其环境影响评估报告（称为AMDAL），以及环境管理努力计划（Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup，或UKL）或环境监测努力计划（Upaya Pemantauan Lingkungan Hidup或UPL），获得批准。根据环境法，如果我们未能履行相关AMDAL或UKL或UPL中包含的义务，可能会导致我们的营业执照作废。

 

我们作为我们过去、当前和未来的某些发现和前景的所有者、股东或经营者，可能对我们以及我们的区块合作伙伴、第三方承包商、前任或其他经营者的作为和不作为所产生的部分或全部环境、健康和安全成本和责任承担责任。如果我们不解决这些成本和责任，或者如果我们不以其他方式履行我们的义务，我们的业务可能会被暂停、终止或受到其他不利影响。我们还与并打算继续聘请第三方提供与我们的运营相关的服务。我们可能会与环境、健康和安全记录不令人满意的第三方签订合同，或者我们的承包商可能不愿意或无法承担与其作为和不作为相关的任何损失。因此，我们可能对我们的承包商的作为或不作为所产生的所有成本和责任承担责任，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

 

受管制物质的释放可能会发生，而且可能很严重。根据印度尼西亚适用于我们的某些环境法律和法规，我们可能要为与我们过去和现在的设施以及我们或代表我们使用的任何第三方废物处置场所的任何污染有关的所有费用负责。废物处置、排放和其他操作做法造成的污染可能要求我们以高昂的成本修复污染或改造设施。我们还可能对因人类接触这类物质而产生的任何和所有后果，或因向环境、财产或自然资源释放有害物质或影响濒危物种或敏感环境区域而造成的其他损害承担责任。环境法律法规还要求，对水井进行封堵，废弃场地进行复垦，要达到相关监管部门满意的程度。我们目前被要求，并且在未来可能需要，在我们经营的某些区块中堵塞和放弃站点，这可能会导致大量成本。

 

与其他领域一样，印度尼西亚环境法的解释和适用涉及一定程度的不确定性。现有法律法规的解释和适用方面的此类变化，或制定新的、更严格的要求，可能会对我们的业务、发展计划、财务状况和经营业绩产生并导致不利影响。

 

 

我们可能无法获得或维持在印度尼西亚林区进行钻探和地震活动的特别许可。

 

我们提议的一些钻探地点位于林业区内。为了在印度尼西亚境内的森林地区进行钻探和地震活动，我们将需要获得印度尼西亚林业部的“森林地区利用批准（Persetujuan Penggunaan Kawasan Hutan或PPKH）或以前称为“森林地区借用使用许可（Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan，或IPPKH）”。PPKH被授予公司使用除林业活动以外的森林区域。自1990年以来，印尼政府在有关保护自然资源、天然原始森林和生态系统的多项法律法规中规定了此类要求。

 

PPKH的申请必须同时满足行政和技术要求。勘探或生产活动PPKH的最长有效期为不超过勘探和生产活动相关许可证的有效期。然而，就一个生产期内的后续勘探而言，PPKH可能会被授予最长两年的期限，并且是可以延期的。林区PPKH的申请过程很复杂，因为申请人必须在林业部的不同办公室、政府机构和地方行政部门之间遵守不同的要求，往往无法确定处理时间和成本。

 

随着经济事务协调部长于2018年宣布“在线单一提交”（OSS）处理系统，PPKH的申请通过OSS处理。虽然OSS本应缩短申请所需的期限，但在提交PPKH申请之前需要有大量文件和其他许可（包括当地州长的建议和环境许可）以及工作计划和地图。向我们发放PPKH的任何延迟，或我们因任何原因无法获得此类许可，将导致我们在主题区域进行钻探和地震活动的能力延迟，进而可能对我们的业务计划和运营结果产生不利影响。

 

气候变化和气候变化立法和监管举措可能会导致运营成本增加，并减少对我们生产的石油和天然气的需求。

 

气候变化、可能与其影响相关的成本以及对温室气体（或GHG）排放的监管有可能在许多方面影响我们的业务，包括增加提供我们的产品和服务的成本、减少对我们的产品和服务的需求和消耗（由于成本和天气模式的变化），以及我们经营所在地区的经济健康状况，所有这些都可能产生金融风险。此外，与GHG排放和气候变化相关的立法和监管回应可能会增加我们的运营成本。

 

此外，专家认为，气候变化带来了潜在的物理风险，包括海平面上升和天气条件变化，例如降水和极端天气事件的变化增加。此外，全球变暖导致的冬季变暖也可能减少对天然气的需求。如果这种不利的天气条件因全球气候变化、GHG排放或其他原因而加剧，我们的运营可能会受到比我们以前经历的更大程度的不利影响，包括延误和成本增加。然而，极端天气事件变化的不确定性（例如频率、持续时间和严重程度增加）以及任何变化将发生的较长时间，使得对气候变化的这些潜在物理风险对我们的运营造成的未来财务风险的任何估计都不可靠。此外，对温室气体的监管以及气候变化对我们、我们的客户和我们产品的最终用户经营所在地区的实际影响可能会对我们的经营和对我们产品的需求产生不利影响。

 

 

印度尼西亚的劳工法律法规和劳工骚乱可能会对我们的经营业绩产生重大不利影响。

 

有利于组建工会的法律法规，加上疲软的经济状况，已经导致并可能导致印度尼西亚的劳工骚乱和激进主义。2000年，政府颁布了关于工会的2000年第21号法律（或《工会法》）。《工会法》允许雇员在没有雇主、政府、政党或任何其他政党干预的情况下组建工会。2003年3月25日，梅加瓦蒂总统颁布了关于就业的2003年第13号法律（或《劳动法》），其中除其他外，增加了在终止雇佣时应支付给雇员的遣散费、养老金、医疗保险、服务和补偿的金额。《劳动法》要求进一步实施可能对印尼劳动关系产生实质性影响的法规。《劳动法》要求拥有50名或更多雇员的公司建立由雇主和雇员参与的双边论坛。《劳动法》还要求，工会必须有一家公司一半以上的员工参与，才能谈判达成集体劳动协议，并制定更允许举行罢工的程序。颁布后，几个工会敦促印度尼西亚宪法法院宣布《劳动法》的某些条款违宪，并命令政府撤销这些条款。印度尼西亚宪法法院宣布《劳动法》有效，但某些条款除外，包括有关雇主有权解雇犯有严重错误的雇员以及对煽动或参与非法劳工罢工的雇员的刑事制裁。《劳动法》经第6/2023号法律修订，修订内容包括（其中包括）在终止雇佣时减少应付雇员的法定遣散费。此外，第1/2026号法律对印度尼西亚立法中的刑事制裁进行了更广泛的协调，以与印度尼西亚《刑法》保持一致，包括对监禁和罚款结构进行调整，这可能会间接影响适用于与就业相关的违法行为的执法框架。

 

印尼的劳工骚乱和激进主义可能会扰乱我们的运营、我们的供应商或承包商，并可能影响印尼公司的总体财务状况。

 

与在印尼开展业务相关的风险

 

由于印尼国内市场构成我们收入的主要来源，由于全球市场和经济状况前所未有且充满挑战，印尼或其他国家的经济增长率下滑将不利于我们的经营业绩。

 

我们业务的表现和增长必然取决于整体印尼经济的健康状况。印尼经济增长速度的任何下滑，无论是由于政治不稳定或地区冲突、全球健康危机、世界其他地方的经济放缓或其他原因，都可能对我们生产的商品的需求产生重大不利影响。印尼经济在很大程度上也受到农业部门表现的推动，这取决于难以预测的季风季节的影响。过去，经济放缓损害了制造业，包括从事石油和天然气开采的公司。印尼经济未来的任何放缓都可能对我们生产的商品的需求产生重大不利影响，从而对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

此外，印尼证券市场和印尼经济受到其他国家经济和市场状况的影响。尽管每个国家的经济状况不同，但投资者对一国事态发展的反应可能会对包括印度尼西亚在内的其他国家公司的证券产生不利影响。投资者对其他新兴市场金融体系失去信心可能会导致印尼金融市场波动，并间接导致印尼整体经济波动。任何世界范围的金融不稳定也可能对印尼经济产生负面影响，包括印尼的汇率和利率变动。印尼经济的任何放缓，或未来全球大宗商品价格的波动，都可能对我们在印尼的业务增长产生不利影响。

 

印尼经济和金融市场也受到世界经济、金融和市场状况的显著影响。任何金融动荡，特别是在美国、英国、欧洲或中国，都可能对印尼经济产生负面影响。尽管每个国家的经济状况不同，但投资者对一国任何重大事态发展的反应可能会对其他国家的金融和市场状况产生不利影响。投资者对金融体系、尤其是其他新兴市场的信心丧失，可能会导致印尼金融市场波动加剧。

 

 

根据《创造就业法》引入的监管框架的效果和影响仍取决于正在进行的实施和监管发展。

 

2020年11月2日，印度尼西亚政府发布了关于创造就业的2020年第11号综合法律（或综合法律），旨在通过简化许可程序和协调各种法律法规等方式吸引投资、创造新的就业机会并刺激经济。继宪法法院第91/PUU-XVIII/2020号决定宣布综合法有条件违宪后，政府颁布了政府条例，以代替2022年关于创造就业的第2号法律，该法律随后被批准为第6/2023号法律。第6/2023号法律现在为印度尼西亚创造就业和投资提供了现行法律框架。

 

随后根据第6/2023号法律批准的《总括法》引入了重大的监管变化，包括实施基于风险的许可制度、调整外国投资限制、简化环境审批以及修改人力法规。在明确了总体法律基础的同时，实施条例和部门政策不断演变，其在实践中的应用可能因主管部门和部门而异。

 

然而，在石油和天然气领域，由于核心监管和合同框架基本保持不变，《总括法》的直接影响相对有限。尽管有上述情况，《总括法》的实施，特别是在许可、环境审批和行政程序方面，仍在继续演变，并且可能因当局和地区而异。因此，遵守适用要求可能需要对我们的运营进行调整，并可能增加行政和监管负担，这可能会影响我们的业务和运营结果。

 

印尼当前的政治和社会事件可能会对我们的业务产生不利影响。

 

自1998年以来，印度尼西亚经历了民主变革进程，由此产生的政治和社会事件凸显了印度尼西亚不断变化的政治格局的不可预测性。1999年，印度尼西亚举行了首次议会代表自由选举。2004年、2009年和2014年，印度尼西亚举行选举，选举总统、副总统和议会代表。印尼也有许多政党，没有任何一个政党占据明显多数。由于这些因素，印尼不时出现政治不稳定，以及普遍的社会和内乱。

 

 

2024年2月14日，印度尼西亚举行了最近一次选举，这是该国民主进程中的关键事件。这次选举不仅旨在决定未来的领导层，也是国家的方向。2024年3月20日，大选委员会（Komisi Pemilihan Umum或KPU）终于完成了全国计票制表工作。Prabowo Subianto-Gibran Rakabuming Raka门票共获得96,214，691票（58.58%）。根据这些投票结果的列表，总统和副总统候选人对二号人物普拉博沃·苏比安托和吉布兰·拉卡在2024年总统选举中胜出，确认了他们领先印尼的地位。

 

尽管其他总统候选人提出了欺诈指控，但宪法法院驳回了所有指控。尽管如此，对于浮出水面的选举舞弊指控，人们的担忧仍然挥之不去。随着美国为即将于2024年10月举行的宣誓就职仪式做准备，不确定因素继续笼罩着政治格局。因此，无法保证未来和更大范围内不会发生社会、政治和民事骚乱，或任何此类骚乱不会直接或间接对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

 

印度尼西亚的政治、经济和安全状况恶化可能会对我们的运营和财务业绩产生不利影响。

 

涉及印度尼西亚的任何重大敌对行动、当前区域安全局势的大幅下降或印度尼西亚与其现有贸易伙伴之间的贸易中断或缩减都可能对我们的业务产生重大不利影响，并因此对我们的财务业绩产生重大不利影响。

 

东南亚长期和/或广泛的区域冲突可能产生以下结果，其中包括：

 

	●	资本市场重新评估风险，随后将资本重新部署到更稳定的领域，使我们更难为潜在的发展项目获得融资；
	●	印尼安全担忧，使我国人员或物资进出该国更加困难；
	●	导致我国人员撤离的安全关切；
	●	损坏或破坏我公司的油井、生产设施、接收终端或其他经营资产；
	●	我们的服务和设备供应商无法交付我们在印度尼西亚开展业务所需的物品，导致延误；和
	●	如果第三方供应商决定退出该地区，则缺乏可用的钻机和经验丰富的船员、油田设备或服务。

 

敌对行为导致的财产损失和/或业务计划中断可能对我们的收益和现金流产生重大负面影响。此外，我们可能没有足够的保险来承保这些风险导致的任何财产损失或其他索赔。

 

印度尼西亚的恐怖主义活动可能破坏印度尼西亚的稳定，这将对我们的业务、财务状况和经营业绩以及我们证券的市场价格产生不利影响。

 

印尼过去曾发生多起恐怖事件，包括但不限于2005年5月中苏拉威西岛爆炸案、2002年10月和2005年10月巴厘岛爆炸案。恐怖事件可能再次发生的风险，如果严重或广泛，可能会对印度尼西亚经济的投资和信心以及表现产生重大不利影响，也可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景以及我们证券的市场价格产生重大不利影响。

 

 

全球、区域或印尼经济活动的负面变化可能会对我们的业务产生不利影响。

 

印尼、区域和全球经济的变化会影响我们的业绩。过去影响印尼经济的两个重大事件，分别是1997年的亚洲经济危机和始于2008年的全球经济危机。1997年危机在印度尼西亚的特点是，除其他外，货币贬值、实际国内生产总值显着下降、高利率、社会动荡和非同寻常的政治发展。美国次贷危机引发的全球经济危机虽然没有像1997年那样严重影响印尼经济，但仍使印尼经济承压。由于对美国货币和利率政策的相关预期、对欧元区债务危机的担忧以及对中国经济健康状况的担忧，全球金融市场也经历了波动。欧元区各国政府财政支持计划结果的不确定性以及对主权财政的普遍担忧仍在持续。如果危机变得旷日持久，我们无法保证它不会对印度尼西亚的经济增长产生实质性不利影响，从而对我们的业务产生不利影响。

 

印度尼西亚的不利经济状况可能导致商业活动减少，消费者可用于消费的可支配收入减少，消费者购买力下降，这可能会减少对通信服务的需求，包括我们的服务，这反过来将对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生不利影响。无法保证未来不会再次出现经济不稳定，或一旦发生，不会对我们的业务表现造成影响。

 

印尼盾币值波动可能对我们产生重大不利影响。

 

虽然我们的功能货币是美元，但印尼盾的贬值和波动可能会对我们的业务产生潜在影响。印尼盾大幅贬值可能会给购买对我们的经营至关重要的进口商品和服务带来潜在困难。正如1998年亚洲货币危机期间所显示的那样，由于预期印尼卢比进一步恶化，供应商往往选择保留库存，因此进口商品变得稀缺。

 

此外，虽然印尼盾一般已可自由兑换和转让，但印尼央行不时干预货币兑换市场以推进其政策，要么出售印尼盾，要么使用其外汇储备购买印尼盾。我们不能保证印尼央行目前的浮动汇率政策不会被修改，或者政府将采取额外行动来稳定、维持或提高印尼盾的价值，或者任何这些行动，如果采取，都将是成功的。修改当前的浮动汇率政策可能会导致国内利率明显上升、流动性短缺、资本或外汇管制，或者多国银行拒绝提供额外的金融援助。这可能导致经济活动减少、经济衰退或贷款违约，因此，我们在为资本支出提供资金和实施业务战略方面也可能面临困难。上述任何后果都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

 

下调政府或印尼公司的信用评级可能会对我们的业务产生不利影响。

 

截至本年度报告日，印尼主权外币长期债务被穆迪评为“Baa2（稳定）”，被标准普尔评为“BBB（稳定）”，被惠誉评为“BBB（稳定）”。印尼短期外币债务被标准普尔评为“A-2”，惠誉评级为“F2”。

 

 

我们不能保证穆迪、标准普尔或惠誉的评级不会改变或下调印尼的信用评级。任何此类降级都可能对印度尼西亚金融市场的流动性、政府和包括我们在内的印度尼西亚公司筹集额外融资的能力以及可获得此类额外融资的利率和其他商业条款产生不利影响。我们以浮动利率卢比计价的债务的利率也可能会提高。此类事件可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、前景和/或我们证券的市场价格产生重大不利影响。

 

印度尼西亚容易受到我们无法控制的自然灾害和事件的影响，这可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

 

印尼很多地方，包括我们经营的地区，容易发生洪水、雷击、气旋或热带风暴、地震、火山爆发、干旱、停电等我们无法控制的自然灾害。印尼群岛是世界上火山活动最活跃的地区之一，因为它位于三个主要岩石圈板块的交汇带。它受到可能导致破坏性地震、海啸或潮汐波的重大地震活动的影响。在11月至4月的雨季，山洪暴发和更大范围的洪水也经常发生。城市，尤其是雅加达，经常遭受严重的局部洪灾，这可能导致重大破坏，有时还会造成人员死亡。丰水期农村地区经常发生山体滑坡。自然灾害时有发生，造成大量人员死亡、受影响或流离失所，损坏了我们的设备。我们无法向您保证，未来的自然灾害，例如新型冠状病毒的传播，不会对我们、印尼或其经济产生重大影响。印尼任何人口较多的城市和金融中心发生重大地震、其他地质扰动或与天气相关的自然灾害，都可能严重扰乱印尼经济，破坏投资者信心，从而对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

 

我们可能会受到印尼地方政府和中央政府之间力量平衡的不确定性的影响。

 

印度尼西亚中央和地方政府之间的结构和职能关系以权力下放和区域自治原则为指导。2014年关于区域自治的第23号法律概述了这些原则，该法律由第6/2023号法律修订，最近由第1/2026号法律修订，以及2022年关于中央和地区政府间财政关系的第1号法律。

 

然而，目前，在地方和中央政府之间的平衡以及更新许可证和批准以及监测环境法规遵守情况的程序方面存在不确定性。此外，一些地方当局寻求征收额外税收或获得其他贡献。无法保证地方政府和中央政府之间的平衡将有效建立，或我们的业务、财务状况、经营业绩和前景不会受到双重合规义务的不利影响，以及对征税的法律授权或颁布影响我们业务的其他法规的进一步不确定性。

 

不遵守1977年美国《反海外腐败法》（或FCPA）可能会导致罚款、刑事处罚，并对我们的业务产生不利影响。

 

我们在印度尼西亚开展业务，这是一个众所周知受到腐败挑战的司法管辖区。然而，因此，我们面临的风险是，我们、我们的关联实体或我们或他们各自的高级职员、董事、雇员和代理人可能会采取被确定为违反此类反腐败法律的行动，包括《反腐败公约》。任何此类违规行为都可能导致巨额罚款、制裁、民事和/或刑事处罚、缩减运营，并可能对我们的业务、运营结果或财务状况产生不利影响。此外，实际或被指控的违规行为可能会损害我们的声誉和开展业务的能力。此外，发现、调查和解决实际或涉嫌的违规行为代价高昂，可能会消耗我们管理层的大量时间和注意力。

 

 

与我公司Structure相关的风险

 

我们是一家控股公司，我们所有的业务都是通过我们在印度尼西亚的运营子公司进行的。如果我们的运营在未来产生正现金流，如果我们希望使我们的运营子公司在未来向我们的母公司进行股息或分配，对我们的子公司这样做的能力的限制，或这样做的任何税务影响，可能会限制我们支付母公司费用或向我们普通股持有人支付股息的能力。

 

我们是一家控股公司，通过我们的运营子公司开展我们几乎所有的业务，这些子公司是在印度尼西亚成立的有限责任公司。如果我们的运营在未来产生正现金流，如果我们希望使我们的运营子公司在未来向我们的母公司进行股息或分配，出于监管或税务原因，我们这样做的能力可能会受到限制。如果印度尼西亚或香港（我们的控股子公司WJ Energy的住所地）的适用法律、规则和法规将来限制或阻止我们的印度尼西亚子公司向我们派发股息，我们为控股公司债务提供资金或为我们的普通股支付股息的能力可能会受到重大不利影响。此外，我们还可能在未来达成债务安排，这将限制我们从运营子公司获得股息或分配或向普通股持有人支付股息的能力。印度尼西亚、香港或开曼岛的税法、规则和条例也可能限制我们未来从我们的运营子公司获得股息或分配或向我们的普通股持有人支付股息的能力。

 

由于我们公司根据开曼群岛法律注册成立，您在保护您的利益方面可能会面临困难，并且您通过美国联邦法院保护您的权利的能力可能会受到限制。

 

我们是一家开曼群岛豁免有限责任公司，我们几乎所有的资产都将位于美国境外。此外，我们的大多数董事和高级管理人员是美国以外司法管辖区的国民或居民，他们的全部或大部分资产位于美国境外。因此，投资者可能难以在美国境内向我们或我们的董事或高级管理人员送达诉讼程序，或对我们或我们的董事或高级管理人员执行在美国法院获得的判决。

 

我们的公司事务受我们经修订和重述的组织章程大纲和章程细则、《公司法》（修订）（可能会不时补充或修订）和开曼群岛普通法的约束。根据开曼群岛法律，股东对董事采取行动的权利、少数股东的行动以及我们的董事对我们的信托责任在很大程度上受开曼群岛普通法管辖。开曼群岛的普通法部分源自开曼群岛相对有限的司法判例以及英格兰的普通法。开曼群岛法院向枢密院（即开曼群岛等英国海外领土的最终上诉法院）提出的上诉对开曼群岛法院具有约束力。英国法院，特别是最高法院和上诉法院的裁决通常具有说服力，但在开曼群岛法院没有约束力。其他英联邦司法管辖区法院的判决同样具有说服力，但没有约束力。根据开曼群岛法律，我们的股东的权利和我们的董事的信托责任没有像美国某些司法管辖区的法规或司法先例那样明确确立。特别是，开曼群岛的证券法体系较美国欠发达，某些州，如特拉华州，对公司法体系的发展和司法解释更为充分。因此，对投资者的保护可能比在美国组织的公司，特别是特拉华州的投资者所能获得的保护要少得多。此外，开曼群岛公司可能没有资格在美国联邦法院发起股东派生诉讼。

 

 

开曼群岛法院不太可能（i）承认或执行针对我们的、美国法院根据美国或美国任何州证券法的民事责任条款对我们或我们的董事或高级职员作出的判决；或（ii）在开曼群岛提起的原始诉讼中，根据美国或美国任何州证券法的民事责任条款对我们或我们的董事或高级职员施加责任，只要这些规定规定的责任在性质上是惩罚性的。

 

在这种情况下，尽管美国和开曼群岛之间目前没有规定执行判决的法定强制执行或条约，但开曼群岛法院可以根据以下原则，即外国有管辖权法院的判决对判决债务人施加支付判决所发金额的义务，但须满足某些条件，即承认和执行具有管辖管辖权的外国法院的外国金钱判决，而无需根据案情进行重审。对于要在开曼群岛执行的外国判决，这种判决必须是最终的和决定性的，由有管辖权的法院作出（开曼群岛法院将适用开曼群岛国际私法规则来确定外国法院是否是有管辖权的法院），并且不得在税收、罚款或处罚方面，与开曼群岛对同一事项的判决不一致，以欺诈为由可弹劾，或以违反自然正义或开曼群岛公共政策的方式或种类获得。此外，不确定开曼群岛法院是否会执行：（1）美国法院在针对我们或其他人的诉讼中获得的基于美国联邦证券法民事责任条款的判决；或（2）针对我们或基于《证券法》的其他人提起的原始诉讼，如果这些条款施加的责任具有刑事性质或以其他方式违反开曼群岛公共政策。Ogier（Cayman）LLP通知我们，根据证券法民事责任条款从美国法院获得的判决是否将由开曼群岛法院确定为不可执行，由于其具有刑事或惩罚性性质或其他原因，将是特定于事实的。如果在别处提起并行诉讼，开曼群岛法院可以中止执行程序。

 

我们修订和重述的组织章程大纲和章程细则的规定可能会延迟或阻止对我们公司的收购，即使收购可能对我们的股东有利，可能会使你们更难更换管理层，并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。

 

我们经修订和重述的组织章程大纲和章程细则中的规定可能会阻止、延迟或阻止股东可能认为有利的合并、收购或其他控制权变更，包括股东可能以其他方式获得股份溢价的交易。此外，这些规定可能会挫败或阻止我们的股东更换或罢免我们现任管理层的任何企图，因为这使得更换或罢免我们的董事会变得更加困难。此类规定可能会降低投资者未来可能愿意为我们的普通股支付的价格，这可能会降低我们普通股的市场价格。这些规定包括：

 

	●	要求临时股东大会只能由董事召集，或在有限的情况下，应股东要求由董事召集；
	●	要求股东在其希望提名任何人当选为董事的任何股东大会之前向公司送达提前通知；
	●	我们董事会发行优先股的权限，条款由我们董事会决定；和
	●	要求有权就此投票的股东至少获得三分之二的投票同意，以修订我们经修订和重述的组织章程大纲和章程细则的任何条款。

 

我们可能被归类为被动的外国投资公司，这可能会对我们普通股的美国持有者造成不利的美国联邦所得税后果。

 

外国公司将被视为美国联邦所得税目的的“被动外国投资公司”（或PFIC），如果（1）其在任何纳税年度的至少75%的总收入由某些类型的“被动收入”组成，或（2）至少50%的公司资产平均价值产生或被持有用于生产这些类型的“被动收入”。就这些测试而言，“被动收入”包括股息、利息、出售或交换投资财产的收益以及租金和特许权使用费，而不是从非关联方收到的与积极开展贸易或业务有关的租金和特许权使用费。PFIC的美国股东在PFIC获得的收入、他们从PFIC获得的分配以及他们通过出售其在PFIC的股份的其他处置而获得的收益（如果有的话）方面受到不利的美国联邦所得税制度的约束。

 

 

根据我们当前和预期的运营方法，我们认为我们不应该在我们的2025纳税年度成为PFIC，我们也不希望在未来的任何纳税年度成为PFIC。然而，无法保证美国国税局（IRS）或法院会接受这一立场，IRS或法院可能会认定我们是PFIC。此外，无法保证，如果我们的业务的性质和范围发生变化，我们将不会构成任何未来纳税年度的PFIC。

 

如果美国国税局发现我们是或曾经是任何纳税年度的PFIC，我们的美国股东将面临不利的美国联邦所得税后果和某些信息报告要求。根据PFIC规则，除非这些股东根据经修订的1986年《美国国内税收法典》（或《法典》）进行选举（该选举本身可能对这些股东产生不利后果），否则这些股东将有责任按照当时的普通收入所得税税率加上超额分配的利息以及处置其普通股股份的任何收益缴纳美国联邦所得税，就好像超额分配或收益已在股东持有我们普通股股份的期间内按比例确认一样。

 

国家安全法律法规在香港的未来发展可能会对我们的香港控股子公司造成冲击。

 

WJ Energy是我们在香港注册成立的全资控股公司子公司。2020年6月30日，中华人民共和国香港特别行政区实施新的国家安全法。国家安全法的实施及其发展可能会引发外国政府的制裁或其他形式的处罚，这可能会给香港带来经济和其他困难，包括WJ Energy等公司。截至本年度报告日期，我们并不知悉根据本法有任何限制会妨碍我公司通过WJ Energy转移公司资金，也没有任何外国政府实施的与香港国家安全法相关的制裁或任何形式的处罚会影响WJ Energy。但是，很难预测未来国家安全法或类似措施对WJ Energy的影响（如果有的话），包括但不限于WJ Energy向我公司支付股息或进行分配的能力，因为这种影响将取决于未来的发展，具有高度不确定性，无法预测。对通过WJ Energy的资金的任何限制或限制都可能对我们根据过去和当前的做法为我们的运营提供资金的能力产生重大不利影响。

 

与我们的普通股相关的风险

 

我们与L1 Capital Global Opportunities Master Fund，Ltd.（“L1 Capital”）进行的2022年融资可能会对我们普通股的公开价格造成稀释和压力，因为未行使的认股权证可以按市场折扣价行使。

 

L1 Capital对就我们2022年1月融资向其发行的认股权证的任何行使将对股东造成稀释，因为这些认股权证很可能只会以低于当时市场价格的价格行使。此外，L1 Capital认股权证的基础普通股已根据经修订的2022年3月9日向SEC提交的F-1表格登记声明（“L1登记声明”）进行了转售登记，自2022年6月1日起生效。在L1注册声明宣布生效后，L1 Capital开始在公开市场出售该等股份。任何未来的此类出售都可能对我们普通股的公开价格造成压力，并可能迫使这种价格向下，也许是显着的。截至2023年12月31日止年度，可换股票据的剩余本金额100,000美元已全部偿还，并且没有行使认股权证。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们每期L1资本融资的第一期下有58,620份未行使认股权证，每期此类融资的第二期下有383,620份未行使认股权证。截至本年度报告日期，L1 Capital融资项下仍有若干认股权证未偿还，这将对我们的普通股价格造成稀释和压力，并影响你们对我们的投资。

 

 

我们的普通股市场一直波动，我们的普通股可能无法在美国维持一个活跃、流动和有序的交易市场，这可能会限制你们出售我们普通股的能力。

 

我们普通股的市场波动很大，有时交易量很大，有时交易量很小。虽然我们的普通股在纽约证券交易所美国上市，但我们的普通股可能无法实现或维持一个活跃、流动和有序的美国公开市场，我们的普通股市场可能仍然无法预测。如果一个活跃、流动性和有序的市场不能持续，你可能会遇到出售你的普通股的困难。而且，我们公开上市股票的价格一直受到重大的价格波动，这就产生了您投资我们普通股的损失风险。

 

我们的普通股票价格一直并且可能在未来波动，因此，您可能会损失很大一部分或全部投资。

 

我们在NYSE American的普通股市场价格波动，未来可能会波动（在每种情况下都有很大程度），这是几个因素的结果，包括：

 

	●	石油等大宗商品价格波动（包括但不限于因俄乌战争、以色列-哈马斯战争等外部事件）；
	●	印尼和国际能源行业的波动；
	●	我们经营业绩的变化；
	●	与我们的业务和行业相关的风险，包括上述讨论的风险；
	●	我们或竞争对手的战略行动；
	●	与我公司或其经营相关的事故或其他不良事件造成的声誉损害；
	●	投资者对我们的看法，我们经营的能源领域，与普通股相关的投资机会和我们未来的表现；
	●	我们的执行人员或董事的增补或离任；
	●	分析师对我们的普通股、其他可比公司或我们行业的一般财务估计或发表研究报告的变化；
	●	我国普通股的交易量；
	●	我们或我们的股东未来出售我们的普通股；
	●	与我们的业绩无关的国内和国际经济、法律和监管因素；或
	●	我们已发行普通股的解除或到期锁定或其他转让限制。

 

 

此外，股票市场经常出现显著的价量波动，影响并持续影响许多公司的权益类证券的市场价格。这些波动往往与这些公司的经营业绩无关或不成比例。这些广泛的市场和行业波动，以及经济衰退或利率变化等一般经济、政治和市场状况可能导致普通股的市场价格下降。

 

我们的审计师关于我们2025年12月31日财务报表的报告中包含一个解释性段落，内容涉及对我们持续经营的能力存在重大疑问，这可能会影响我们的业务、财务状况、经营业绩。

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们的净亏损分别为5,099，805美元、6,343，541美元和2,642，684美元，用于经营活动的现金净额分别为5,434，852美元、3,087，099美元和2,978，919美元。截至2025年12月31日，我们的营运资金余额为6,035，883美元。然而，鉴于我们计划在未来十二个月的资本支出，我们预计将产生资本赤字。这些情况对我们持续经营的能力产生了重大怀疑，我们的审计报告对我们2025年12月31日的财务报表包括一个解释性段落，说明对我们持续经营的能力存在重大怀疑。

 

如果需要额外融资来缓解我们的资本赤字，我们无法向您保证，此类融资将以可接受的条款提供，或者根本不提供。任何此类融资可能以股权、债务或其他证券的形式出现，并可能导致对现有股东的稀释或对我们的运营施加限制性契约。如果我们无法获得足够的融资，或者如果我们未能提高毛利率并减少经营亏损，我们可能无法实施我们的业务计划、履行我们的债务义务或有效应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的业务、前景、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。如果我们不能继续作为一个可行的实体，我们的股东可能会失去他们对我们公司的部分或全部投资。

 

我们可能无法维持我们的普通股在NYSE American的上市，这可能会对我们的流动性以及我们普通股的交易量和市场价格产生不利影响，并降低您的投资价值。

 

我们的普通股目前在纽约证券交易所美国证券交易所交易。为了维持我们在纽交所美国上市，我们必须维持一定的股价、财务和股份分配目标，包括维持最低限度的股东权益和最低限度的公众股东人数。除这些客观标准外，NYSE American可将任何发行人的证券摘牌（i），如果其认为，发行人的财务状况和/或经营业绩似乎并不令人满意；（ii）如果看来公开发行的程度或证券的总市值已降低到使继续在纽约证券交易所美国上市变得不可取；（iii）如果发行人出售或处置主要经营资产或不再是一家经营公司；（iv）如果发行人未能遵守纽约证券交易所美国上市的要求；（v）如果发行人的证券以纽交所美国人认为的“低价出售”出售，而发行人在收到纽交所美国人的通知后未能通过反向拆分股票来纠正这一点；或（vi）如果发生任何其他事件或存在任何条件，使其认为继续在纽交所美国人上市是不可取的。如果NYSE American将我们的任何一只普通股退市，投资者可能会面临重大不利后果，包括但不限于我们的证券缺乏交易市场、流动性减少、分析师对我们证券的覆盖范围减少，以及我们无法获得额外融资来为我们的运营提供资金。

 

我们需要大量资金来实现我们的商业计划。

 

我们正在进行的工作计划费用昂贵，我们将需要大量额外资金，以充分实现我们的业务计划。尤其如此，因为我们在2019年12月的首次公开募股中筹集的资金比我们预期的要少。

 

我们无法向您保证，我们的实际现金需求不会超过我们的估计。即使我们发现我们的勘探业务取得了成功，我们也将需要额外的融资来将我们的权益带入商业运营并支付运营费用，直到我们实现正现金流。如果我们发生任何重大的意外开支，也可能需要额外的资本。

 

在目前的资本和信贷市场条件下，我们可能无法以可接受的条件获得额外的股权或债务融资。即使可以获得融资，也可能无法以对我们有利的条款或以足够的金额满足我们的要求。

 

如果我们无法获得额外融资，我们可能无法实施我们的业务计划和我们的增长战略，无法应对不断变化的业务或经济条件并承受不利的经营业绩。如果我们无法在需要时进一步筹集资金，我们计划的生产和勘探活动可能不得不缩减甚至停止，我们未来创收的能力将受到负面影响。

 

额外融资可能会导致您对我们资产的相对兴趣和潜在收益被大幅稀释。即使我们取得了成功，我们也可能无法产生足够的收入来抵消我们的运营计划和管理费用的成本。

 

由我们的主席控制的实体拥有我们的普通股和投票权的绝大多数。

 

截至2026年4月27日，我们的董事长兼首席执行官Wirawan Jusuf实益拥有并行使投票和投资控制权约34.66%的普通股。因本次股权集中，可能导致投资者无法影响涉及我公司的事项，具体包括：

 

	●	石油和其他大宗商品价格波动；
	●	印尼和国际能源行业的波动；
	●	我们经营业绩的变化；
	●	与我们的业务和行业相关的风险，包括上述讨论的风险；

 

 

此外，这种投票权集中可能会产生延迟、阻止或阻止控制权变更或其他业务合并的效果，否则可能对我们的股东有利。这种股份所有权的重大集中也可能对我们普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者可能会认为拥有由公司内部人士控制的公司的股份是不利的。这种所有权集中还可能给Jusuf博士造成利益冲突，这种冲突可能无法以所有股东都同意的方式解决。

 

如果我们未能对财务报告实施有效的内部控制，这种失败可能会导致我们的财务报表出现重大错报，导致投资者对我们报告的财务和其他公开信息失去信心，并对我们普通股的交易价格产生负面影响。

 

有效的财务报告内部控制对于我们提供可靠的财务报告是必要的，并且连同适当的披露控制和程序，旨在防止欺诈。任何未能实施所需的新的或改进的控制措施，或在实施过程中遇到的困难都可能导致我们未能履行我们的报告义务。第404节要求上市公司管理层制定和实施财务报告内部控制，并评估其有效性。如果我们未能设计和实施有效的内部控制或纠正我们现有的重大弱点，可能会导致我们的财务报表出现重大错报，损害我们增加收入的能力，导致投资者对我们财务报表的可靠性失去信心，并使我们受到监管审查和制裁，进而可能损害我们普通股的市场价值。

 

我们被要求披露我们对财务报告的内部控制的变化，并让我们的管理层每年评估这些控制的有效性。尽管我们于2019年12月19日完成了首次公开募股，并且自2025年12月31日起不再符合新兴成长型公司的资格，但由于我们不符合加速申报人或大型加速申报人的定义，我们目前不需要遵守《萨班斯-奥克斯利法案》第404（b）节关于截至2025年12月31日的财政年度的审计师证明要求。因此，虽然我们不再能够依赖新兴成长型公司可获得的某些豁免，包括减少披露义务，但我们仍然受制于第404（a）节下的管理层评估要求，但不需要就我们对财务报告的内部控制的有效性获得审计师证明。我们将因遵守这些规定而产生额外费用，我们的管理层将需要投入额外的时间和精力来实施和遵守这些要求。

 

我们目前没有要求我们的注册会计师事务所根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404（b）节就我们对财务报告的内部控制的有效性提供证明报告，因为我们既不是加速申报人，也不是大型加速申报人，并且不再是一家新兴的成长型公司。因此，我们对财务报告的内部控制没有受到与加速或大型加速申报者所要求的同等程度的独立外部审计审查。对我们内部控制有效性的独立评估可以发现我们管理层的评估可能无法发现的问题。我们内部控制中未被发现的重大缺陷可能导致财务报表重述，并要求我们承担补救费用。

 

虽然管理层有责任建立和维持对财务报告的充分内部控制并评估其有效性，但没有审计师证明可能会导致：

 

	●	我们对财务报告的内部控制存在潜在的未被发现的重大缺陷；
	●	财务报告不准确或未能预防或发现欺诈行为；
	●	及时识别和补救控制缺陷的能力降低；以及
	●	对投资者对我们财务报表的信心产生负面影响。

 

如果我们未能保持对财务报告的有效内部控制，或者如果未来发现重大弱点，我们可能无法准确报告我们的财务业绩或防止欺诈。这可能会导致我们的财务报表重述、监管审查或我们的证券价格下跌。此外，如果我们未来成为加速申报人或大型加速申报人，我们将被要求获得我们对财务报告的内部控制的审计师证明，我们可能会产生大量额外成本和资源来遵守这些要求。

 

我们在截至2025年12月31日止年度的财务报告内部控制方面发现了重大缺陷。如果我们未能充分纠正这些弱点或以其他方式发展和维持有效的财务报告内部控制系统，或如果我们在未来遇到其他重大弱点，我们可能无法准确报告我们的财务业绩或防止欺诈，或遵守适用于上市公司的会计和报告要求，这可能会对投资者对我们的信心和我们股票的市场价格产生不利影响。

 

我们在截至2025年12月31日止年度的财务报告内部控制方面发现了重大缺陷。正如美国公众公司会计监督委员会（“PCAOB”）制定的标准所定义的那样，“重大缺陷”是财务报告内部控制方面的缺陷，或缺陷的组合，从而有合理的可能性无法及时防止或发现年度或中期财务报表的重大错报。

 

在编制截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的合并财务报表时，截至这些日期，我们在财务报告内部控制中发现的重大弱点涉及以下方面：

 

	●	缺乏足够的对美国公认会计原则和SEC报告要求有适当了解的财务报告和会计人员，无法正确处理复杂的美国公认会计原则技术会计问题，根据美国公认会计原则和SEC规定的报告要求编制和审查包括相关披露在内的财务报表。
	●	缺乏在我们的信息技术（“IT”）环境和我们的IT一般控制活动中设计和实施的足够控制，这主要与密码管理以及网络安全管理领域相关。

 

 

在2025年期间，为纠正已查明的重大弱点并改善财务报告的内部控制，我们寻求实施并将继续实施多项措施以解决重大弱点，包括以下措施：

 

	●	我们正在继续努力聘用更多具有美国GAAP和SEC报告要求工作经验的合格内部财务和会计人员。
	●	我们还为会计和财务报告工作人员建立了明确的角色和职责，以解决会计和财务报告问题。
	●	我们打算建立一个培训计划，为财务报告和会计人员提供充分和适当的培训，特别是与美国GAAP和SEC报告要求相关的培训。
	●	我们已聘请并将继续聘请专业财务顾问公司，如有必要，为我们的财务和会计人员提供持续培训，并加强我们的财务报告专业知识和系统。
	●	我们更新了密码参数，要求每6个月更新一次密码。
	●	我们聘请了一位经验丰富的信息技术主管，以改进IT功能并减轻潜在的IT风险。

 

由于存在重大缺陷，我们的管理层得出结论，截至2025年12月31日，我们的披露控制和程序未能有效确保我们在本年度报告中要求披露的信息被记录、处理、汇总并报告给他们以供评估，并且在SEC规则和表格规定的时间段内进行了要求的披露。我们无法向您保证，我们将能够继续实施有效的内部控制系统，或者我们不会在未来发现额外的实质性弱点或重大缺陷。

 

我们受制于2002年《萨班斯-奥克斯利法案》。《萨班斯-奥克斯利法案》第404节，即第404节，要求我们在本报告中包括管理层关于我们对财务报告的内部控制有效性的报告。由于我们于2019年12月19日完成首次公开发行，根据第404条，截至2025年12月31日，我们不再符合新兴成长型公司的资格。我们目前没有被要求遵守截至2025年12月31日的财政年度的第404节的审计师证明要求，因为我们既不是加速申报人，也不是大型加速申报人，即使在没有SEC提供的其他豁免或救济的情况下，我们不再能够利用新兴成长型公司可获得的报告豁免。我们将因遵守这些规定而产生额外费用，我们的管理层将需要投入额外的时间和精力来实施和遵守这些要求。对我们内部控制有效性的独立评估可以发现我们管理层的评估可能无法发现的问题。我们内部控制中未被发现的重大缺陷可能导致财务报表重述，并要求我们承担补救费用。虽然我们的管理层有责任建立和维持对财务报告的充分内部控制并评估其有效性，但我们的管理层可能会得出结论，我们对财务报告的内部控制是无效的。此外，即使我们的管理层得出结论认为我们对财务报告的内部控制是有效的，我们的独立注册会计师事务所在进行自己的独立测试后，可能会出具报告，表示它对我们的内部控制或我们的控制的记录、设计、操作或审查水平不满意。此外，由于我们是一家上市公司，我们的报告义务可能会持续对我们的管理、运营和财务资源和系统造成重大压力。我们可能无法及时完成我们的评估测试和任何必要的补救措施。

 

在记录和测试我们的内部控制程序的过程中，为了满足第404节的要求，我们可能会发现我们在财务报告内部控制方面的其他弱点和缺陷。此外，如果我们未能发展和保持我们对财务报告的内部控制的充分性，由于这些标准不时被修改、补充或修订，我们可能无法持续得出结论，我们根据第404节对财务报告拥有有效的内部控制。如果我们未能实现并维持有效的内部控制环境，我们的财务报表可能会出现重大错报，无法履行我们的报告义务，这可能会导致投资者对我们报告的财务信息失去信心。这反过来可能会限制我们进入资本市场，损害我们的经营业绩，并导致我们普通股的交易价格下降。此外，对财务报告的内部控制不力可能会使我们面临更大的欺诈或滥用公司资产的风险，并可能使我们从我们上市的证券交易所退市、监管调查以及民事或刑事制裁。我们还可能被要求重述我们前期的财务报表，这将进一步损害我们的声誉，并可能对我们的股价产生不利影响。

 

 

我们不再是一家“新兴成长型公司”，这可能会增加我们的合规负担和相关成本。

 

截至2025年12月31日，我们不再符合2012年《JumpStart Our Business Startups Act》或《JOBS法案》所定义的“新兴成长型公司”的资格，因为我们的首次公开募股五周年已经过去。因此，我们不再有资格获得以前提供给我们的某些豁免。由于我们既不是加速申报人，也不是大型加速申报人，我们目前不需要遵守截至2025年12月31日的财政年度第404节的审计师证明要求。遵守这些要求可能会增加我们的法律、会计和其他合规成本，并使一些活动更加耗时和昂贵。

 

然而，由于我们继续符合SEC规则下的“外国私人发行人”资格，我们仍然豁免适用于美国国内发行人的某些报告和治理要求。其中包括，除其他外，要求就高管薪酬提供薪酬讨论和分析以及其他详细披露，以及要求就高管薪酬和金降落伞安排举行不具约束力的股东咨询投票。

 

尽管如此，我们失去新兴成长型公司地位仍可能增加我们的合规负担，并使我们受到投资者、分析师和监管机构更严格的审查。任何未能遵守我们扩大的义务都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

 

作为一家外国私人发行人，我们受制于不同于美国国内发行人的美国证券法和纽交所美国治理标准。这可能会给我们普通股的持有人提供较少的保护，并且您可能不会收到您习惯于接收或以您习惯于接收的方式接收的公司和公司信息和披露。

 

作为美国证券法目的的“外国私人发行人”，我们将被要求披露的信息的规则与根据经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）管理美国公司的规则存在重大差异。外国私人发行人要求的定期披露比美国国内发行人要求的更有限，因此，关于我们的公开信息可能少于由美国上市公司定期发布或关于美国上市公司的定期发布的信息。例如，我们不需要在10-Q表格上提交季度报告，也不需要在8-K表格上提供当前报告，在重大事件发生后的四天内披露重大事件，而我们的季度报告（如果我们提供这些报告）或当前报告可能包含比美国文件要求的更少或不同的信息。此外，作为一家外国私人发行人，我们不受《交易法》第14条规定的代理规则的约束，我们分发的代理声明不受SEC的审查。我们不受《交易法》关于我们的内部人士出售普通股的第16条规则的约束，这意味着与受《交易法》约束的美国公司股东相比，你们在这方面的数据将更少。因此，你可能不会拥有所有你在做投资决策时习惯拥有的数据。此外，我们的高级职员、董事和主要股东在购买和出售我们的普通股方面不受《交易法》第16条及其相关规则的报告和“短期”利润回收条款的约束。

 

此外，作为一家外国私人发行人，我们免于遵守适用于美国发行人的NYSE American的某些公司治理要求，包括我们董事会的大多数成员由独立董事组成的要求。例如，我们在股东大会要求方面遵循开曼群岛法律，这与NYSE American的要求不同。此外，在2022年1月，就我们与L1 Capital的融资而言，我们正式采用了母国惯例，从而选择退出纽约证券交易所美国规则，如果我们在不是“公开发行”的融资中以低于当时市值的价格发行超过19.99%的当时已发行普通股，则该规则将要求股东批准；并且在2023年12月，我们采用了母国惯例，选择退出纽约证券交易所美国规则，否则该规则将要求每个发行人上市普通股或有投票权的优先股，以及/或其等价物，不迟于发行人会计年度终了后一年召开年度股东大会。由于适用于我们的公司治理标准与适用于美国国内发行人的公司治理标准不同，您可能无法获得与没有此类豁免的公司的股东一样的美国法律和纽约证券交易所美国规则所提供的保护。

 

 

其他未来发行和出售额外普通股可能会导致所有权权益稀释，并对我们的股价产生不利影响。

 

除了我们与销售代理的ATM融资之外，我们可能会出于市场条件或战略考虑而选择筹集额外资金，即使我们认为我们有足够的资金用于我们当前或未来的运营计划。就通过出售股权或可转换债务证券筹集额外资本而言，发行这些证券可能会进一步稀释我们的股东，或导致我们普通股价格的下行压力。

 

未来符合条件的股票，包括由于我们与销售代理的融资，出售可能会压低我们的股价。

 

截至2026年4月27日，我们有15,386，840股已发行普通股，其中5,464，402股由我们的高级职员、董事和关联公司持有。此外，590,000股普通股受限于根据与我们的管理团队签订的某些购股权协议授予的未行使期权。根据《证券法》颁布的第144条规则，关联公司（尤其是由我们的董事长控制的Maderic）持有的所有普通股都是受限制或控制的证券。我们的关联公司可以在遵守适用法律的情况下，选择出售其持有的普通股。根据规则144或《证券法》的另一项豁免或根据登记声明出售这些普通股可能会对普通股的价格产生重大不利影响，并可能削弱我们通过出售股本证券筹集额外资本的能力。

 

2022年7月22日，我们与销售代理订立了市场发售协议（“ATM协议”），据此，我们可以不时向销售代理或通过销售代理发售和出售总发售价格最高为20,000，000美元的普通股（“ATM股份”）。根据ATM协议，如果ATM股份由我们发售和出售，则将根据日期为2021年2月16日的招股说明书和日期为2022年7月22日的招股说明书补充文件进行发售和出售，这些招股说明书构成我们在F-3表格（文件编号333-252520）上的货架登记声明的一部分，该登记声明已于2021年2月16日由SEC宣布生效（“事先登记声明”）。2022年8月25日，我们以每股10.7 407美元的价格出售了177,763股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金）为1,801，193美元。2022年8月25日，我们以每股10.1090美元的价格额外出售了280,612股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金）为2,750，449美元。截至2023年12月31日，并无根据ATM协议出售ATM股份。2024年3月22日，我们在F-3表格上提交了一份新的货架登记声明（“新F-3登记声明”，文件编号333-278175），其中包括一份招股说明书补充文件和一份由招股说明书补充文件补充的基本招股说明书，涵盖（i）我们在一次或多次发行中不时以最高总发行价格9,600，000美元的普通股、优先股、认股权证、债务证券、权利、存托股和/或单位的发售、发行和销售，及（ii）根据ATM协议不时发行及出售的普通股，最高总发售价为4,267，622美元，并经ATM协议第一修正案（“ATM Amendment No.1”）于2024年3月22日与销售代理修订。2024年5月31日，新的F-3注册声明宣布生效。分别于2024年12月18日、2025年6月17日、2026年2月5日和2026年4月27日，我们提交了四份招股章程补充文件，以修订新F-3注册声明中包含的招股章程补充文件（“ATM招股章程补充文件”）及其随附的基本招股章程，以增加我们根据ATM协议和ATM修订第1号有资格出售的普通股的最高数量，原因是F-3表格一般说明I.B.5规定的发售限制。由于这些限制，截至2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日，美国可供出售的总额分别约为3863045美元、3219305美元、7922577美元和14171399美元。根据ATM招股说明书补充资料，我们分别注册了价值高达3850000美元、3200000美元、7900000美元和14100000美元的普通股，包括价值分别为906305美元、988美元、637美元和5823779美元的ATM招股说明书补充资料中在2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日之前未售出的普通股。截至2025年12月31日，我们出售了1,386，955股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金后）约为6,564，186美元。根据我们的市场发售计划（“ATM”）出售我们的普通股已经并可能继续增加在公开市场上可供出售的股票数量。发行和出售大量股份，或认为可能发生此类出售，可能会对我们普通股的市场价格产生下行压力。此外，此类出售可能会导致我们普通股交易价格的波动性增加，并可能对投资者信心产生不利影响。因此，我们普通股的市场价格可能会下降，这可能会对我们股东的投资价值产生重大不利影响。

 

 

我们可能会发行优先股，其权利大于我们的普通股。

 

我们经修订的公司章程授权我们的董事会发行一系列优先股，并设定优先股的条款，而无需寻求我们股东的任何进一步批准。在股息、清算权和投票权方面，任何发行的优先股都可能排在我们的普通股之前。

 

如果证券或行业分析师不发布或停止发布关于我们的研究报告，如果他们不利地改变了他们对我们普通股的建议，或者如果我们的经营业绩没有达到他们的预期，我们普通股的价格可能会下降。

 

我们普通股的交易市场将受到行业或证券分析师可能发布的关于我们、我们的业务、我们的市场或我们的竞争对手的研究和报告的影响。证券和行业分析师目前对我们发表的研究有限。如果我们公司的证券或行业分析师覆盖范围有限或没有，我们普通股的市场价格和交易量很可能会受到负面影响。此外，如果任何可能覆盖我们的分析师下调我们的普通股评级，提供关于我们的竞争对手的更有利的相对建议，或者如果我们的经营业绩或前景没有达到他们的预期，我们普通股的市场价格可能会下降。如果任何可能覆盖我们的分析师停止覆盖或未能定期发布关于我们的报告，我们可能会在金融市场失去知名度，进而可能导致我们的股价或交易量下降。

 

因为目前我们的普通股支付现金股息的可能性很小，投资者必须只看我们的普通股在市场上的升值，以实现他们的投资收益。

 

我们不知道何时或是否会向我们的股东支付股息，我们在这个时候按我们的普通人支付股息的可能性很小。我们目前打算保留未来的收益，如果有的话，为我们业务的扩张提供资金。我们未来的股息政策由董事会酌情决定，并将取决于各种因素，包括我们的业务、财务状况、经营业绩、资本要求和投资机会。因此，投资者必须只看我们在市场上的普通股升值，以实现投资收益。这种升值可能不会发生。

 

项目4。有关公司的资料

 

公司概况及历史与发展

 

Indonesia Energy Corporation Limited是一家专注于印度尼西亚的石油和天然气勘探和生产公司。除了卓越的运营，我们相信我们为道德、安全和企业社会责任实践设定了最高标准，以确保我们为社会增值。在拥有丰富石油和天然气经验的专业管理团队的带领下，我们寻求发挥我们最好的专业知识，以确保可持续发展盈利和一体化的能源勘探和生产业务模式。

 

我们目前通过与政府的合同拥有一个油气生产区块（Kruh Block）和一个油气勘探区块（Citarum Block）的权利。我们可能会寻求收购或以其他方式获得额外石油和天然气生产资产的权利。

 

我们通过PT Green World Nusantara（“GWN”）生产石油，该公司是我们的间接全资子公司，根据与印度尼西亚国有石油和天然气公司PT Pertamina（Persero）（“Pertamina”）的协议运营Kruh Block。根据GWN和Pertamina之间的一项为期十年的运营合作协议，即联合运营伙伴关系（“KSO”），我们的运营商Kruh Block运营至2030年5月。Kruh Block占地258.1平方公里（63,778英亩），位于南苏门答腊岛巴利岛Pendopo西北16英里的陆上。2022年12月，我们开始与Pertamina就将我们对Kruh Block的合同延长五年进行谈判。自2023年8月9日起，GWN和Pertamina执行了一项对KSO（“经修订的KSO”）的修订，将我们对Kruh Block的运营权的到期日期移至2035年9月。此次延期有效地给了我们13年的时间全面开发现有的三个油田，以及Kruh Block其他五个未开发的油气含油构造。此外，修订后的KSO将我们的税后利润分成从15%提高到35%，增幅超过100%，并将成本回收上限从80%提高到100%。

 

 

我们的使命是高效管理印尼有针对性的有利可图的能源资源。我们的愿景是成为印度尼西亚石油和天然气行业的领先公司，以尽可能最小的环境和社会影响最大限度地提高碳氢化合物的采收率。

 

我们于2018年4月24日根据开曼群岛法律成立为一家获豁免的有限责任公司，是WJ Energy Group Limited（或WJ Energy）的控股公司，而WJ Energy Group Limited（或WJ Energy）又拥有我们的印度尼西亚控股和运营子公司。

 

印度尼西亚石油和天然气工业与经济信息

 

作为东南亚最大的经济体，印度尼西亚（位于印度洋和太平洋之间，与马来西亚、新加坡、东帝汶和巴布亚新几内亚接壤）自20世纪90年代末克服亚洲金融危机以来，取得了令人瞩目的经济增长。世界银行表示，在强劲的投资和净出口的支持下，印度尼西亚在2025年前九个月经历了5.0%的韧性增长，预计到2026年和2027年，其增长将保持在这一水平附近。据路透社报道，2025年印尼经济增速达到5.11%，高于上年的5.03%，略高于上年增速，符合世界银行的预期。根据世界银行集团和国际货币基金组织（IMF）的数据，印尼是世界第四人口大国，也是7^第按购买力平价计算的最大经济体。印度尼西亚目前也是20国集团的成员。印尼在动力煤、铜、黄金和锡等其他大宗商品市场也占有重要地位，根据美国地质调查局（USGS）和《世界概况》，印尼在2024年和2025年是仅次于中国的世界第二大锡生产国和最大的精炼锡出口国，在农业行业也是大米、棕榈油、咖啡、药用植物、香料和橡胶的生产国。

 

印尼石油和天然气行业是世界上最古老的行业之一。自1885年在北苏门答腊岛首次发现石油后，印度尼西亚在石油和天然气领域活跃了130多年。国际主要能源公司在20年中开始了其重要的勘探和开发行动^第世纪。根据上游石油和天然气业务活动特别工作组（SKK Migas-Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi）2024年年度报告，截至2025年1月1日，印度尼西亚显示估计储量和资源量为3.39 BBO（石油）和46.64 TCF（天然气）。根据其公开提交的文件，50多年来，雪佛龙在印度尼西亚一直非常活跃。在此期间，雪佛龙生产了非常大量的石油—— 120亿桶，其中数十亿桶是在苏门答腊（我们的Kruh Block所在地，如下所述。以下地图显示了国际大公司在印度尼西亚境内经营的区域：

 

以下地图显示了国际大公司在印度尼西亚境内经营的区域：

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

印尼早期进入能源行业，帮助该国成为全球先驱，发展法律、商业和金融框架，以支持一个非常稳定、不断增长的行业，该行业鼓励了数千亿美元的投资。印度尼西亚能源行业是全球行业的典范，是PSC模型形式的奠基人，PSC模型形式在世界各地仍被用作首选合同形式；这就是我们运营Citarum Block所依据的合同形式，如下所述。

 

 

 

 

印度尼西亚的石油和天然气部门受2001年关于石油和天然气的第22号法律（2001年11月22日）管辖，该法律经第6/2023号法律（或《石油和天然气法》）修订。政府在印尼全境保留矿产权，政府控制着国家矿业管理局。石油和天然气部门由上游（即勘探和生产）和下游活动（即炼油和加工）组成，分别进行监管和组织。上游部门由SKK Migas管理和监督。私营公司通过与政府通过SKK Migas签订主要基于产量共享计划的合作合同，从而作为SKK Migas的承包商，从而获得勘探和开采油气资源的权利。一个实体可以只持有一个PSC，一个PSC通常授予30年，通常包括六年加四年的勘探和20年的开采。

 

然而，印度尼西亚和全球的石油和天然气行业在过去五年中经历了显着的波动。根据德勤2026年石油和天然气行业展望，美国宏观经济、地缘政治和能源格局发生了很少有人能预料到的转变。然而，尽管发生了转变，但石油和天然气公司表现出了非凡的韧性，尽管这是以产量增长放缓和利润率收紧为代价的。2025年的关键原则，例如有纪律的资本配置、以客户、核心运营为中心和战略技术采用，被证明是不确定中的稳定锚。布伦特原油价格在2025年期间呈现整体下跌趋势，主要反映了全球供应相对于需求的过剩。价格从2025年1月的约每桶79美元下降到2025年5月的每桶64美元，然后在2025年中期回升至约每桶71美元。此后，价格再次降低，到2025年底达到约63美元/桶。年内布伦特原油均价约为每桶69美元。全球地缘政治和经济因素对推动油价的敏感性起着重要作用。由于新冠疫情，我们生产的原油类型的印度尼西亚原油价格（“ICP”）从2014年年中的峰值（每桶105.72美元）跌至截至2020年12月31日止年度的平均价格每桶37.58美元，但在2022年再次上涨，达到每桶96.94美元的年平均价格，比2021年每桶67.02美元的年平均价格高出45%。2023年，原油价格均价降至77.61美元/桶。2024年ICP年均价格进一步下降至76.48美元/桶，与2023年价格相比下降约1.5%。2025年，ICP从1月的74.74美元/桶到2025年12月的低点59.78美元，一年内跌幅约为20%。根据国际能源署（“IEA”）2025年12月石油市场报告，2026年全球石油需求将增长860kb/d，预计2026年石油消费量将小幅增长（+ 20kb/d）。据IEA 2026年3月石油市场报告，受中东战争影响，IEA将2026年3月和4月全球石油需求增长预测平均下调逾1 MB/d，将2026年全年预测下调210 kb/d至640 kb/d。

 

 

据美国能源信息署（“EIA”）于2026年4月7日发布的能源展望报告显示，布伦特原油现货价格从2024年的约81美元/桶下滑至2025年的约69美元/桶，这主要归因于期内全球石油供应超过需求。由于美国、以色列和伊朗在中东的军事行动始于2026年2月28日，已影响到该地区的几个产油国，布伦特原油现货价格从2026年2月27日的平均约71美元/桶增至2026年3月的约104美元/桶。油价最近的上涨，以及潜在的持续波动，与影响霍尔木兹海峡的中断有关，霍尔木兹海峡是一个关键的全球石油过境要塞，大约20%的全球石油供应通过该要塞运输。霍尔木兹海峡附近的伊朗港口最近一直处于海上封锁状态，直线目前普遍受到重大安全担忧，包括受到攻击的风险和保险范围的撤销，导致许多油轮运营商的船只被困在该地区或避免在该地区过境。因此，受影响地区的某些生产已被关闭。美国能源情报署预测，布伦特原油价格可能会在2026年第二季度达到每桶约115美元的峰值，这反映出石油流动的近期中断和相关的减产。环评进一步预计，一旦通过海峡的石油流动重新建立，预计全球石油产量将在预测期内超过消费量，导致2026年全球石油库存增加约190万桶/日，2027年增加300万桶/日。与这些预测一致，预计布伦特原油价格将在2026年第四季度跌至平均约88美元/桶，2027年跌至约76美元/桶。此外，OPEC +同意在2026年4月开始增产约20.6万桶/日，以应对截至2026年3月1日相对较低的石油库存水平。然而，鉴于预测在预测期内库存将大幅增加，目前预计近期不会出现OPEC +大幅额外增产的情况。所有这些问题，包括解决冲突的努力，都具有高度不确定性，因此对油价的影响很难预测。

 

根据能源研究所的数据，截至2023年，印尼已探明的石油储量约为24亿桶，已探明的天然气储量约为44.2万亿立方英尺。根据普华永道2025年5月发表的一篇题为《印尼的石油和天然气：投资、税收和监管指南——第14版》的文章，基于这些储量，印尼位列亚太地区第四大天然气持有国，仅次于中国、澳大利亚和印度。同一消息来源援引印尼能源和矿产资源部（MOEMR）表示，印尼已探明的油气储量从2023年的约24.1亿桶石油下降到2025年的23.3亿桶石油，降幅约为3.32%，已探明的天然气储量从2023年的35.3万亿立方英尺（TCF）下降到2025年的34.8 TCF，降幅约为1.47%。尽管在此期间有几个值得注意的发现，但印尼的石油产量继续下降，从2023年的约606千桶/日下降到2024年的约580千桶/日。这一下降主要归因于老化油井的产量减少以及与开采相关的技术挑战。此外，2024年印尼石油和天然气分部门的非税州收入减少至约111万亿印尼盾，与2023年相比下降约5.12%。石油和天然气部门在该期间对印度尼西亚国内生产总值的贡献率约为2.38%。

 

根据SKK Migas 2024年度报告，截至2024年12月31日，印度尼西亚共有164个合同区域，而2023年为166个合同区域。在2024年总数中，有105个为活跃勘探合同区，其中80个处于生产阶段，25个处于开发阶段。对比来看，2023年，77个合同区处于生产阶段，27个处于开发阶段。2024年SKK Migas年度报告也报告称，近年来印尼上游石油和天然气领域的投资呈现积极趋势。投资变现从2022年的约121.0亿美元增加到2023年的约132.7亿美元，并进一步增加到2024年的约140.7亿美元。2023-2024年，生产活动投资增长约6.94%，发展活动投资增长约16.73%。尽管存在持续的运营和市场挑战，但投资变现的增加可能表明行业对印度尼西亚上游石油和天然气部门的持续兴趣。这一趋势也可能部分归因于全球经济的逐步复苏，以及印度尼西亚共和国政府为支持项目经济和鼓励生产而实施的激励措施。印度尼西亚同时采用毛额分割和成本回收生产共享方案。在毛额分割计划下，生产是根据预定的毛额百分比在政府和承包商之间分配的。在成本回收方案下，在回收允许的运营成本后分摊生产。印度尼西亚共和国政府已表示打算继续吸引外国投资进入国内石油和天然气行业，部分是为了解决国内生产水平与不断增长的能源需求之间的差距。

 

 

2021年，印度尼西亚共和国政府出台了一揽子刺激计划，旨在加强对上游石油和天然气部门的投资，缓解产量下降的趋势。该一揽子计划包括各种财政激励措施，例如允许产量分成合同（PSC）承包商向同意购买全部或部分未来产量的买家（承购商）提供折扣，包括数量超过其“照付不议”承诺（根据该承诺，承购商必须获取特定数量的石油或支付合同费用）。激励措施还包括削减某些间接税，最高可达100%。此外，政府为承包商提供了更大的合同灵活性，包括在成本回收PSC和毛分拆PSC框架之间进行选择的选项，取消了在第三个合同年之前强制放弃的先前要求，通过Migas数据存储库访问数据，以及提供额外的税收优惠。根据SKK Migas 2024年度报告，根据成本回收机制报销的运营成本总计约76亿美元，约占2024年国家预算目标82亿美元的93%。该报告将这一结果归因于成本控制和效率措施，包括加强上游治理、优化投资实施、共享使用设施、联合采购流程以及某些上游活动中正在进行的效率举措。

 

原油和天然气继续是印度尼西亚能源消费的重要组成部分。根据题为《印尼的石油和天然气：投资、税收和监管指南– 14^第版》在普华永道网站发布，印尼的原油和天然气进口量从2023年的约52,144吨增加到2024年的约53,745吨。据环评，在2025年8月25日发布的《国别分析简报：印尼》中，印尼石油和其他液体消费量达到约170万桶/天，较2024年增长约2.5%，为2018年以来最高水平。印尼拥有东南亚较大的已探明油气储备基地之一，经历了持续的经济增长，推动了能源需求。虽然预计石油和天然气的需求在短期内将保持显着，但某些预测表明，石油需求可能在较长期内达到峰值并随后下降，部分原因是汽车电气化程度提高等因素。

 

此外，印度尼西亚在“印度尼西亚低碳和气候适应力长期战略（LTS-LCCR）”中概述了其长期气候战略，该战略的目标是到2060年实现净零排放，定义为温室气体排放和吸收能力之间的平衡。印尼不断增长的经济，加上政府旨在减少工业、发电和运输部门能源供应对煤炭依赖的政策，可能会支持未来国内对天然气的需求增加。根据普华永道发布的《印尼的石油和天然气：投资、税收和监管指南–第14版》，天然气有望在支持可再生能源一体化和促进能源转型方面发挥作用。石油和天然气行业的作用也在演变，包括对低碳技术和基础设施的投资，例如碳捕获、利用和储存（CCUS）、氢气开发、电气化解决方案和能效举措。印度尼西亚表示，它打算在能源安全和经济增长与随着时间推移减少碳足迹的努力之间取得平衡。为吸引私营部门参与，政府推出了可再生能源外国直接投资（FDI）激励措施，然而，监管方面仍存在不确定性。

 

正如MEMR发布的《2024年印度尼西亚能源与经济统计手册》中所述，能源消费增长达到约4.53%，即1,276百万桶油当量（BOE）。与能源供应类似，这代表了近十年来能源消费的最高水平。2024年，工业部门在能源需求中所占份额最大，约为45.94%，其次是交通部门约为36.11%，居民部门约为12.58%，商业部门约为4.47%，其他部门约为0.90%。与2023年相比，各部门的能源需求分布大体保持一致。2024年天然气产量增至约68.02亿标准立方英尺/天（MMSCFD），约合24.8亿标准立方英尺/天（BSCFD），较2023年增长约2.59%。

 

 

印度尼西亚的天然气分销基础设施仍然有限，特别是在一体化的国家管道网络方面。这一限制主要归因于印度尼西亚作为一个群岛国家的地理特征，主要的天然气储量位于远离主要需求中心的地区。因此，现有的天然气管道基础设施在很大程度上是在逐个项目的基础上发展起来的，由多个分散的系统组成，管道通常集中在终端用户需求中心附近。据印尼能源和自然资源新闻媒体Petromindo.com报道，为帮助解决印尼东部天然气供应与印尼西部需求之间的区域不平衡问题，全长约245公里的井里汶-三宝垄输气管道二期工程（Cisem 2管道）于2026年3月18日开始初步天然气流动。该管道有望支持国内能源基础设施扩建，提高天然气配送效率。根据普华永道发布的《印尼的石油和天然气：投资、税收和监管指南》，预计到2030年，印尼将需要大约6000公里的额外输送管道，到2040年将增加到大约15000公里，以满足预计的需求并支持基础设施发展。

 

在Citarum Block所在的西爪哇，目前天然气需求超过了当地的供应。据Petromindo.com报道，Cisem 2管道的建设预计将促进从东爪哇省Jambaran – Tiung Biru油田向西爪哇省的天然气输送。天然气作为相对于煤炭而言碳含量较低的燃料和成本中等的能源，预计在未来十年仍将是印度尼西亚能源结构的重要组成部分，特别是考虑到该国拥有大量的天然气储量。此外，在经济增长和人口扩张的推动下，印度尼西亚的整体能源需求预计将随着时间的推移而增加。

 

我们的机会

 

从2014年开始，我们的管理团队通过收购中型生产和勘探区块，发现了印度尼西亚石油和天然气行业的重大机遇。总的来说，我们的目标是确定具有最高盈利潜力的石油和天然气业务的资产。如下文进一步描述，我们认为我们的两种流动资产—— Kruh和Citarum ——仅代表这几类资产。

 

我们认为，这些中型区块的可用主要有两个原因：（i）像我们这样的较小公司普遍缺乏对该行业的投资，以及（ii）这些区块被主要的石油和天然气勘探公司所忽视；其中许多区块在印度尼西亚境内运营。

 

 

我们的目标行业缺乏投资的基本面是该行业密集的资本要求和高进入壁垒，包括高启动成本、高固定运营成本、技术、专业知识和严格的政府监管。我们已经并将继续寻求通过谨慎部署投资者资本以及我们生产业务的现金来克服这一问题。

 

此外，我们瞄准的中型区块被较大的竞争对手所忽视，因为它们的资产选择在储备规模和上行潜力方面受到更高的门槛标准的约束，以证明其人力资源和资本的部署是合理的。这意味着，一家非常小的公司没有能力运营这些区块，新的投资者不太可能进入这一领域，主要生产商正在争夺更大的资产。

 

这种情况创造了我们的企业机会：可获得被忽视的资产，包括在印度尼西亚拥有未开发潜在资源的生产和勘探项目，这创造了在未来几年既能产生经济利润又能扩大我们业务的潜力。

 

一个重要的事实是，自从我们在2014年开始运营以来，由于油价波动，自然资源行业经历了一场戏剧性的变化。在此期间，低油价带来的挑战通过推动我们的业务最大限度地利用我们组织内的可用资源来降低成本和提高运营生产力，为我们高效运营创造了动力。最近，随着油价的改善，我们认为处于有利位置，可以利用我们较低的生产成本。

 

资产组合管理

 

我们的资产组合目标是在具有重大潜在资源的中型生产区块和勘探区块之间建立最佳组合。我们认为，这种多元化技术的实施为我们公司提供了投资于具有巨大上行潜力的勘探资产的能力，同时也通过产生现金流的资产保护了我们的投资。

 

我们认为生产区块是产生现金流或有潜力在短期内产生正现金流的油气资产。勘探区块是指需要发现来证明资源的油气区块，一旦这些资源被证明，这样的项目就可以产生资本的多重回报。

 

我们的投资组合管理方法要求我们收购不同契约结构和成熟期剧本的资产。另一个关键因素是，我们认为我们的资产组合提供的多样化使我们能够更好地面对行业带来的挑战，例如宏观经济因素的不确定性、大宗商品价格波动以及石油和天然气行业的整体未来状况。

 

我们认为，这一战略还使我们能够通过持有由目标产量水平支持的生产、开发和勘探许可证组合来维持可持续的石油和天然气生产业务（所谓的“上游”业务）。我们认为，从长期来看，这应该可以让我们在降低风险敞口的同时产生投资的超额回报。

 

我们的资产

 

我们目前通过在印度尼西亚的运营子公司持有两项油气资产：一个生产区块（Kruh Block）和一个勘探区块（Citarum Block）。我们还确定了潜在的第三个勘探区块（Rangkas地区）。

 

 

Kruh Block

 

我们于2014年获得了Kruh Block的权利，并通过我们的印度尼西亚子公司PT Green World Nusantara（或GWN）于2014年11月开始运营。Kruh Block根据与Pertamina的TAC运营，直至2020年5月，Kruh Block的运营权将从2020年5月起继续作为KSO，直至延期后的2035年9月。这一区块面积258.1公里²（63,778英亩），位于南苏门答腊省巴利的彭多波西北16英里处。该区块2024年平均每月生产约3774桶石油，2025年每月生产约3248桶石油。在该区块总共8个已探明和潜在含油结构中，3个结构（North Kruh、Kruh和West Kruh油田）合计已探明已开发和未开发原油总储量为314万桶（净原油探明储量为256万桶），截至2025年12月31日可能的未开发原油总储量为295万桶，以2035年9月的合同到期日确定。2022年12月，我们开始与Pertamina进行谈判，将我们对Kruh Block的合同延长五年。自2023年8月9日起，GWN和Pertamina执行了修订后的KSO，将我们对Kruh Block的运营权的到期日期移至2035年9月。此次延期有效地给了我们13年的时间全面开发现有的三个油田，以及Kruh Block其他五个未开发的油气含油构造。此外，修订后的KSO将我们的税后利润分成从15%提高到35%，增幅超过100%，并将成本回收上限从80%提高到100%。我们在2023年9月初收到了Pertamina对修订后的KSOO的签名。额外的五年产量和更高的利润拆分导致探明储量和概略储量分别从截至2022年12月31日的2.06和244万桶大幅增加至截至2023年12月31日的3.14和317万桶，截至2024年12月31日分别为3.30和295万桶，截至2025年12月31日分别为3.14和295万桶。由于与政府就合同修订进行了漫长的谈判，地震项目被重新安排在2023年至2024年。2024年完成地震数据采集和处理，2025年第二季度完成解释和建模。2025年7月，我们宣布计划从2025年第四季度开始在我们63,778英亩的Kruh Block上连续钻探两（2）口井。然而，这样的钻探计划被重新安排，两口新井中的第一口K-29井预计将于2026年5月下旬开钻。新的钻探活动得到了我们这种探索性地震工作的支持，该工作升级了我们的井场前景和钻探位置，以期最大限度地提高产量。K-29和WK-5这两口井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。两口井的地表位置和地下地质已获得适用的政府实体SKK Migas和Pertamina的批准。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成征地、物流、管状材料采购。

 

概略储量是指那些比已探明储量更不确定能够被回收但连同已探明储量一样可能无法被回收的额外储量。虽然已探明的未开发储量包括直接抵消开发间隔区域的位置，但概略储量是直接抵消已探明储量区域且数据控制或对现有数据的解释不太确定的位置。实际采收量至少应有50%的概率等于或超过探明加概略储量估算值。概略储量的估算比探明储量的不确定性更大，并未因不确定性而进行风险调整。因此，探明储量和概略储量的估算可能无法相互比较，不应算术求和。

 

Kruh Block探明储量的估算是由我公司的代表（一个由工程、地质和地球物理工作人员组成的团队）根据美国证券交易委员会载于2009年1月14日在联邦公报上发布的Title 17，Code of Federal Regulations，Modernization of Oil and Gas Reporting，Final Rule中的定义和披露指南编制的。我们的探明石油储量没有经过独立石油工程师的估算或审查。

 

 

下图为Kruh Block及其生产田：

 

 

根据我们的策略，我们基于某些标准选择了Kruh：（i）选择一个已探明碳氢化合物的区域；（ii）找到一个目前没有过度开发的生产结构；（iii）经营位于印度尼西亚西部的资产。

 

 

关于我们在Kruh Block的钻井计划，在2021年3月份，我们宣布了2021年共钻5口井、2022年6口井和2023年7口井的计划，总计在Kruh Block上打出18口新井。由于政府许可程序的延迟以及2021年和2022年期间经历的与新冠肺炎相关的延迟，我们对Kruh Block的整体钻探计划也出现了类似的延迟。最初的18口井中有4口是在2021年和2022年钻探的。我们于2021年4月21日在Kruh Block开始钻探一口名为“K-25”的井，并于2021年8月22日在Kruh Block开始钻探另一口名为“K-26”的井。由于我们在K-26的成功钻探计划，我们的产量从2021年前10个月的每天约160桶石油增加到截至2021年12月下旬的每天约245桶石油，增加了超过50%。2022年4月7日，我们开钻K-27井，于2022年5月9日达到总深度3359英尺。2022年12月，K-27井进行水力压裂增产。该井目前生产38 BOPD。18口新井计划中的第四口K-28于2022年6月22日开钻，于2022年7月14日达到总深度3,359英尺。由于意外遇到大量气体造成井筒不稳定，我们于2022年9月4日在1230英尺处对K-28井进行了侧钻，并于2022年9月16日对K-28井的侧钻部分K-28ST井达到了总深度3475英尺。除了已探明的含油拉马特B砂外，还遇到了其他几个潜在的含油气储层。由于钻井引起的机械问题，K-28井的测试结果没有定论，截至本年度报告日期尚未导致任何生产。

 

在2024年和2025年完成地震采集、处理和解释工作后，又确定了四个额外的钻井位置，并将其纳入我们的钻井计划，届时我们计划钻探四口新井。因此，我们继续计划在Kruh Block钻探总共18口新井，目前的估计是这将在2030年底完成（我们之前曾估计这一目标会在更早的时候完成，但正如本报告其他部分所讨论的，我们的勘探和钻探计划出现了延迟）。K-29和WK-5这两口新井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。这两口井的地表位置和地下地质已获得适用的政府实体SKK Migas和Pertamina的批准。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成拿地、物流、管状材料采购。两口新井中的第一口K-29井预计将于2026年5月下旬开钻。我们预计将通过向第三方或相关方的短期和长期借款以及进一步使用我们的ATM为额外的勘探和钻探活动提供资金。

 

我们在2014年收购Kruh Block时，其在2014年有7口生产井，日产量200桶油（BOPD），平均每桶生产成本60.25美元，而90%的生产仅依靠一口井K-20。我们当时对Kruh Block的开发计划是通过钻探已探明未开发（PUD）井来增加产量，我们认为这是一项低风险投资，因为与具有未探明储量的钻井相比，这些井生产商业水平石油的可能性更高。想方设法提高产量在成熟田地尤为重要，因为由于这些田地产量的正常下降速度，产量不可避免地会下降。在财务方面，我们的目标是在合同的剩余期限内产生最高的现金流入。

 

考虑到这一目标，在执行Kruh TAC之后，我们开始通过在80个地点进行被动地震调查并通过重新激活一口老井（K-19）来收集数据，以获得更多的地质信息。经过地震资料的重新解释和建模，我们启动了K-21和K-22 2口井的钻探活动。

 

2022年期间，我们在占地63,778英亩的Kruh Block发现了两口背靠背发现井，K-27井和K-28井。第四口井K-28暂时关闭。截至2022年12月31日止年度，我们从Kruh结构共生产了62,467桶石油。

 

在2023和2024年期间，我们集中精力与政府就Kruh Block的5年合同延期进行谈判，提供更高的利润分成。为最大限度地从修订后的合同条款中获益，地震采集和钻井等主要工作方案在修订后的合同条款生效后重新安排。同时，我作业组有效管控油藏和生产，最大限度减少下降。因此，我们在2024年平均每月生产约3774桶石油，而2023年约为每月4885桶，每年下降约22.74%。

 

2025年期间，在没有新开发钻探的情况下，平均产量继续下降。我们在2024年和2025年分别平均每月生产3,774桶和3,248桶石油。2025年实际产量比预测的每月产量2,581桶高出25.8%。2026年，月度产量增加，1月平均产量为3,751桶，2月为4,099桶，反映了油田作业和生产技术的改善。

 

 

继通过修订后的KSO确认Kruh Block延期至2035年9月后，我们的董事会批准了在Kruh Block的14口探明未开发储量（或PUD）井钻井计划的开发计划。在新的三维地震数据基础上，Kruh Block的PUD类别又增加了4个位置。计划在2026年至2030年期间为5年计划总共建造18口井，时间表估计如下：

 

		单位\年		2026				2027				2028				2029				2030				合计
规划的PUD井		毛井			2				4				4				4				4				18
未来油井成本(1)		美元			4,000,000				8,000,000				8,000,000				6,000,000				6,000,000				32,000,000
已支付的成本		美元			-				-				-				-								-
新增总PUD		英国石油公司			397,895				739,504				722,315				560,528				515,360				2,917,602
净增加的净PUD总额		英国石油公司			310,232				603,899				589,862				457,742				420,857				2,382,592

 

(1)	未来油井成本是与估计新井成本相关的估计资本支出，不包括生产设施等其他资本支出。

 

 

就探明已开发（或PDP）储量而言，截至2025年12月和2024年12月止年度，我们分别生产了38,973桶和45,287桶。天然储层能量下降和因新冠疫情而推迟钻探新井，减缓了钻探计划后的产量增长速度。

 

总探明石油储量从截至2024年12月31日的3,298，961桶减少至截至2025年12月31日的3,140，211桶，这主要是由于我们重新安排了钻探计划。截至2025年12月31日，使用每桶65.52美元的原油价格估计净储量为2,564，381桶，而截至2024年12月31日，使用每桶76.48美元的原油价格估计净储量为2,529，183桶。与2024年相比，2025年的净储量较高是由于与较低的油价相关的净份额较高。

 

下表汇总了截至2025年12月31日Kruh Block的原油总探明储量和净探明储量：

 

		Kruh Block原油探明储量
原油总储量
总原油探明已开发生产储量（PDP）		英国石油公司	222,609
总原油探明未开发储量（PUD）			2,917,602
原油总储量		英国石油公司	3,140,211
净原油储备
净原油探明已开发生产储量（PDP）		英国石油公司	181,789
净原油探明未开发储量（PUD）			2,382,592
原油净储备总额		英国石油公司	2,564,381

 

我们对探明储量的估算是利用现有的地质和储层数据以及生产性能数据进行的。这些估算每年由内部水库工程师和Pertamina进行审查，并根据额外数据的需要进行修订。加密钻井结果因预期恢复增加而被视为积极修正。其他修订是由于（其中包括）开发计划、水库性能和政府限制方面的变化。

 

我们的探明石油储量没有经过独立石油工程师的估算或审查。Kruh Block探明储量的估算是由IEC代表编制的，该团队由工程、地质和地球物理工作人员组成，其依据是2009年1月14日在《联邦公报》上发布的Title 17，Code of Federal Regulations，Modernization of Oil and Gas Reporting，Final Rule中包含的SEC定义和披露指南。

 

Kruh Block的总经理和我们的首席运营官已审查了储量估算，以确保符合SEC的以下准则：（1）所采用方法的适当性；（2）所依赖数据的充分性和质量；（3）储量估算过程的深度和彻底性；（4）与所使用的相关定义相适应的储量分类；以及（5）估计储量数量的合理性。

 

净储量采用每桶原油价格65.52美元估算（历史12个月平均价格计算为2025年各月平均ICP）。在Kruh Block运营或将运营的“成本回收”系统中，例如TAC或KSO，我们公司的产量份额和净储量权利在油价较高时期减少，而在油价较低时期增加。这意味着，由于在整个合同期内收益的派生方法，估算的净探明储量数量受到油价相关波动的影响。因此，净探明储量是根据我们公司根据KSO经济模型产生的收入估算的。

 

截至2025年12月31日，Kruh Block共有六口生产油井（Kruh油田的K-20、K-21、K-22、K-23、K-26和K-27），占地45.4亩。K-25井暂时关井，K-28目前在测试无定论后关井。加上从三维地震数据中确定的四个新位置后，在Kruh（7）、North Kruh（6）和West Kruh（5）油田仍有总计18个已探明的未开发石油位置，占地290.7英亩。在Kruh、North Kruh和West Kruh油田，分别有7个、5个和5个可能的地点，截至2025年12月31日，占地425.6英亩。详情见下表。

 

 

截至2025年12月31日Kruh Block的PDP、PUD和可能位置及面积
克鲁赫球场								北克鲁赫油田								西克鲁赫油田								合计
地点				面积				地点				面积				地点				面积				地点				面积
	8				45.4				-				-				-				-				8				45.4
	7				52.3				6				112.7				5				125.7				18				290.7
	15				97.7				6				112.7				5				125.7				26				336.1
	7				72.1				5				127.5				5				226.0				17				425.6
	22				169.8				11				240.2				10				351.7				43				761.7

 

下表根据我们的TAC和KSO条款，以及我们截至2025年12月31日的经济模型，汇总了Kruh Block的总面积和净开发面积以及未开发面积：

 

截至2025年12月31日Kruh Block的毛额及净已开发及未开发面积
		发达 面积								未开发面积								总面积
Kruh Block		毛额				净				毛额				净				毛额				净
克鲁赫球场			128.1				104.6				52.3				42.7				180.4				147.3
北克鲁赫油田			50.8				41.5				112.7				92.0				163.5				135.5
西克鲁赫油田			9.1				7.5				125.7				102.7				134.8				110.1
其他			-				-				63,299.1				51,691.8				63,299.1				51,691.8
合计			188.1				153.6				63,589.8				51,929.2				63,777.9				52,082.7

 

Citarum Block

 

Citarum Block为勘探区块，原合同面积3,924.67公里²（969,807英亩）。该区块位于西爪哇省的陆上，人口为4870万人，位于印尼首都雅加达以南仅16英里处，因此距离印尼主要的天然气消费区——西爪哇省的大雅加达地区仅一步之遥。我们认为，这大大减轻了印度尼西亚的构成和基础设施带来的后勤和地理挑战，显着降低了我们项目的商业风险。

 

Citarum Block位于陆上西北爪哇盆地。在地质方面，从1960年代以来的漫长勘探和生产努力的历史中，该地区已经证明了一个非常有效的石油系统。根据美国地质调查局（USGS）的评估（Bishop，Michele G.“印尼爪哇岛西北部爪哇省和苏门答腊岛东南部近海的石油系统”，Open-File Report 99-50R，2000），“除了已经确定的100亿桶石油当量之外，爪哇岛西北部可能还包含超过20亿桶石油当量”。然而，由于缺乏对勘探项目的投资，过去15年该地区几乎没有增加新的储量。我们没有聘请独立的石油和天然气储备工程师来审计和评估来自美国地质勘探局研究的储备数据的准确性。Citarum Block还与Subang、Pasirjadi、Jatirarangon和Jatinegara等生产气田接壤。由Pertamina运营的西北爪哇盆地陆上和海上150多个油气田的油气总产量为每天4.5万BOPD和4.5亿标准立方英尺天然气（MMSCFD）。下图显示了Citarum Block以及该地区的生产油气田，以及该区块靠近西爪哇天然气输送网络的情况：

 

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

我们在2016年开始收集有关Citarum Block的数据，当时我们决定是时候通过在我们的投资组合中增加一个勘探区块来扩大我们的资产基础了。鉴于我们的战略，我们必须找到一种具有成本效益的方法来收购一个有潜力为我们公司增加碳氢化合物储量的区块，作为实现公司价值最大化过程的一部分。凭借我们专业人士提供的必要技术知识和监管经验，我们一致认为，我们获得勘探区块的最佳方法是通过向政府提出的“工作区域”的联合研究提案，该区域尚未被政府保留用于招标过程。联合研究的目标是通过开展地质和地球物理工作，例如实地调查、磁力调查和对现有地震线的再处理，确定拟议工作区域内的油气潜力。在完成联合研究后，如果政府进一步决定对工作区域进行招标过程，如果其他投标人给出更高的报价，我们将有权在招标过程中改变我们的报价（匹配权）。

 

因此，按照我们的计划，我们的团队确定了Citarum，这是西爪哇省的一个开放陆上区域，可用于联合研究。2016年9月，在我们正式向政府表示有兴趣在Citarum进行联合研究并满足所有要求后，我们获得了批准，可以与DGOG和LAPI ITB（由万隆理工学院（或ITB）提供的第三方咨询服务）一起启动我们的联合研究计划。

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

2009年至2016年期间，Citarum Block由Pan Orient Energy Corp.（或POE）运营，该公司是一家加拿大石油和天然气公司，其股票在多伦多证券交易所创业板上市。POE对Citarum Block开展了多项勘探工作，包括在该区块不同位置钻探4口井：Pasundan-1、Geulis-1、Cataka-1和Jatayu-1。Providely，Pasundan-1井和Jatayu-1井的所有4口井都发现了天然气和气流。POE在Citarum Block上的总投资在此期间为40630824美元。

 

Pasundan-1在6,000英尺至9,000英尺的深度遇到了天然气，而泥浆日志和侧壁岩心显示了石油和天然气显示。Cataka-1井有从大约1,000英尺深度到2,737英尺的天然气指示，当时该井因在该地区作业缺乏经验导致钻井问题而被放弃。Jatayu-1井从大约6,000英尺深度流出高压气体，在5,800英尺至6,700英尺深度之间有强烈的含气迹象。Geulis-1井在1,000英尺至4,300英尺深度有气体指示。4口井因所用设备和耗材与钻井条件、地层或强气流不相容，全部停封。

 

在Citarum钻探的4口井的结果以及有关该区块的可用数据量是我们选择Citarum的关键因素，因为随着整个区块的天然气发现，该区块的风险状况显着降低。同样，气区存在于1,000英尺至6,000英尺之间的不同深度这一事实有助于商业开发这些天然气发现的潜力。由于这些因素，再加上之前的运营商产生的大量资本支出，该运营商确定了来自四口钻井的天然气和天然气流量，我们认为该资产的勘探风险有所降低，并支持继续进行评估和勘探活动。

 

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

联合研究在12个月内完成（8个月加上4个月的延长期），研究结果在一份报告中总结，其中包含有关该地区的以下信息：区域地质和石油系统概要、游戏概念、铅和前景、碳氢化合物前景容积和经济前景估值。

 

 

下图说明了完整的联合学习过程：

 

 

2018年2月，Citarum Block由MEMR通过直接报价方式进行招标。按照招标程序，我们于2018年5月获得了Citarum Block的探矿权。Citarum Block的勘探期包括一个6年期，可以再延长4年，直至2028年。

 

2018年7月，MEMR与我们的两家全资子公司PT Cogen Nusantara Energi（或CNE）和PT Hutama Wiranusa Energi（或HWE）就Citarum签署了PSC，这标志着我们正式开始Citarum Block 30年的运营期。

 

以下时间轴说明了Citarum Block的获取过程：

 

 

 

作为开展300公里地震勘测承诺的一部分，我们最近向印度尼西亚上游石油和天然气业务活动临时工作组（Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi，或SKK Migas）提交了工作计划和预算。我们还与当地一所大学一起完成了该地区的环境基础评估，并将把结果作为该地区任何勘探活动的基础。这是我们在Citarum的勘探活动的一部分。当勘探计划启动时，我们计划进行更多的地质和地球物理（“G & G”）研究和300km²勘探计划第一年内的2D地震，并在其第二个3年中在贾塔尤地区钻探我们的第一口勘探井。如果钻探成功，我们计划进行100公里²第二个3年内三维地震并在第三个3年内钻探额外2口划定井，以便提出Citarum Block的第一阶段开发计划。如果在勘探期间在Citarum没有发现商业数量的石油，我们的PSC将自动终止。

 

即将开展的Citarum勘探计划将从此前联合研究确定和评估的28个勘探远景中风险最低的8个远景（38%-48 %）开始，其中5个位于Jonggol地区，3个位于Purwakarta地区。根据SKK Migas公布的数据，从2014年到2024年，印尼总共钻探了324口勘探井，在324口中有201口获得了油气发现。最新完整数据见下表。

 

说明\年		2014				2015				2016				2017				2018				2019				2020				2021				2022				2023				2024				合计
探井总数			64				33				33				15				22				26				28				28				21				26				28				324
总发现井			47				27				23				10				13				8				12				11				17				14				19				201
成功率			73	%			82	%			70	%			67	%			59	%			31	%			43	%			39	%			81	%			54	%			68	%			62	%
资料来源：SKK Migas

 

考虑到距离油气生成“厨房”较近、储层层位多、中等风险断层背斜圈闭、前期钻探及附近生产油田已探明的油气，我们认为28个远景中有23个远景的地质成功几率系数在30%-48 %范围内。其余11个远景的地质机会系数在20%至30%之间，12个在10%至20%之间。

 

2022年和2023年，在Citarum Block进行了进一步的技术工作，以评估2020年确定的额外九个远景和九个勘探线索（T系列远景和下图中的线索）。2019年确定的28个前景（J和P系列前景）仍然是即将发布的新地震数据进一步评估的主要前景。原生远景面积、潜在储层厚度和储层净容积目前保持不变。截至2025年12月31日，46个原始远景中的31个将保留在20%的最终保留区域内。

 

 

前景								钻孔 序列			面积 （英亩）				储层厚度 （英尺）
	1				歼-2							1,330				303
	2				歼-3							95				28
	3				歼-4							203				118
	4				歼-5			第3届				2,111				157
	5				歼-6			5日				1,094				373
	6				歼-7							117				61
	7				歼-8							246				379
	8				歼-9			7日				1,171				1,494
	9				歼-10							876				358
	10				歼-11							73				95
	11				歼-12							724				389
	12				歼-13							172				238
	13				歼-14							260				75
	14				歼-15			第4名				1407				793
	15				歼-16			第2次				1,755				381
	16				歼-20							744				317
	17				P-1							646				378
	18				P-2							722				303
	19				P-3			第1次				2,160				700
	20				P-4							1,501				386
	21				P-5			第6届				2,628				408
	22				P-6							1,234				665
	23				P-7							1,297				181
	24				P-8			8日				1,036				782
	25				P-9							488				795
	26				T-7							25,286				135
	27				T-8							5525				110
	28				T-10							861				135
	29				T-11							20,222				103
	30				T-12							1,188				103
	31				T-13							361				12
					合计							77,533				10,753

 

 

以下描述了我们对Citarum的开发计划，第一优先是通过探明储量确认区块价值，随后通过生产和销售天然气将资产货币化：

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

2020年期间，对Citarum Block进行了一项新的地质、地球物理和生物地层学研究。确定了18个额外的勘探前景。这为未来油气勘探提供了额外的机会。

 

在2022年和2023年，我们继续为前景评估资源规模和风险。二维地震采集和处理程序的设计正在进行中，截至本报告发布之日，我们正在为地震采集程序申请必要的环境许可。在我们开始钻探计划之前，将使用二维地震程序来进一步评估前景。

 

2025年5月，我们宣布了在2024年9月至2025年3月期间对我们193,948英亩的Citarum Block进行的区域地球化学调查的令人鼓舞的结果，这证实了这一重要资产关键区域的前景。科罗拉多州丹佛市的地球化学勘探服务公司根据政府授予的出口许可证，对从Citarum Block采集的135个土壤样本进行了详细分析。这一详细分析的结论证实了Pasundan-1井、Jatayu-1井和Jonggol地区存在碳氢化合物。我们对Citarum Block的评估是基于现有的地质和地球物理数据，包括从此类区域地球化学调查和先前获得的数据集得出的解释。区域地球化学调查是分析地表或近地表样本以确定潜在碳氢化合物指标的间接方法。虽然这类调查可能提供初步见解，但它们的分辨率有限，受环境和地质多变性的影响，并且不直接确定地下结构或确认油气藏的存在、规模或商业可行性。

 

 

我们的Citarum PSC合同基于“总分割”制度，其中石油和天然气的生产将在承包商和印度尼西亚政府之间根据（a）原油生产和（b）天然气生产方面的某些百分比进行分配。我们的份额将是基础分割份额加上可变和渐进部分。我们的原油基础拆分份额为43%，天然气基础拆分份额为48%。我们的份额百分比是根据可变（例如二氧化碳和硫化氢含量）和累进（例如原油和精炼天然气价格）两个组成部分确定的。

 

因此，根据我们的Citarum PSC合同，一旦Citarum开始生产，我们有权获得所生产天然气的至少65%，计算方法为基础分割的48%加上Citarum第一个开发计划（POD I）的5%的可变部分，这是使用当地含量的2%的可变部分，因为石油和天然气陆上服务大多对外国公司关闭或受到限制（如下文“——印度尼西亚石油和天然气行业法律框架”中所述），以及增加10%的首个180 BSCF产量或3000万桶油当量，根据我们的经济模型，180 BSCF的累计产量将仅在2030年基于积极的勘探和开发计划或在2033年基于保守计划实现。

 

下表汇总了根据我们的PSC条款和基于20%保留面积的经济模型，截至2025年12月31日Citarum Block的总面积和净开发面积以及未开发面积：

 

截至2025年12月31日Citarum Block的毛额和净已开发和未开发面积
		开发面积								未开发面积								总面积
		毛额				净				毛额				净				毛额				净
Citarum Block			-				-				193,948				126,066				193,948				126,066
合计			-				-				193,948				126,066				193,948				126,066

 

根据我们对Citarum Block的PSC，为了激励和优化我们在Citarum的勘探活动，在某些情况下，我们被要求或可能被要求将合同区域的一部分交还给政府，而这些部分取决于我们与政府之间的协议。例如：

 

	（一）	在自PSC获得政府批准之日开始的最初三（3）个合同年度结束时或之前，我们被要求放弃Citarum原始总合同面积的20%（20%）。
	（二）	如果在第三个结束时（3rd）合同年度，某些约定的工作方案尚未完成，经对SKK Migas的考虑和评估，我们将有义务在第三个合同年度结束时额外放弃原合同总面积的百分之十五（15%）。
	（三）	在第六届会议结束时或之前（6第）合同年度，我们被要求放弃额外的合同面积部分，以便此后保留的面积不得超过原合同总面积的百分之二十（20%）；但前提是在第六个年度结束时或之前（6第）合同年度，如果与已发现石油的表面积相对应的合同面积的任何部分，大于原合同面积的百分之二十（20%），那么我们将没有义务放弃这种多余的面积。

 

 

潜在附加Block（朗卡斯地区）

 

2018年年中，我们在西爪哇省确定了一个陆上开放区域，毗邻我们的Citarum Block。我们认为，这一地区，也被称为朗卡斯地区，由于其已探明的石油系统，拥有大量原油。为确认Rangkas地区的潜力，2018年7月，我们正式向MEMR的DGOG表示有兴趣在Rangkas地区进行联合研究，并于2018年11月5日获得批准启动我们在该地区的联合研究计划。Rangkas联合研究覆盖面积3,970公里²（或981,008英亩）并于2019年11月完工。DGOG接受了联合研究的完成，并询问IEC是否有兴趣进一步进行区块招标。研究结果提出了一种有效的油气聚集的石油系统。截至本年度报告之日，由于我们在Kruh和Citarum区块的工作负荷，我们尚未决定何时收购该区块。

 

 

资料来源：Indonesia Energy Corporation Limited

 

Rangkas联合研究包括实地地质调查、地球化学和被动地震调查，现有地震线的再处理已于2019年11月完成。联合研究评估了该地区的地层和构造地质，进行了评价烃源岩和油的地球化学技术，进行了识别油气赋存的被动地震数据分析，并进行了评估该地区石油系统的盆地分析，目的是确定其油气潜力。研究结果表明：（1）二战前钻探的四口井和1991年钻探的两口井的数据表明，该地区存在油气，发现了几个石油渗漏和一个气体渗漏；（2）该地区的石油系统被证明具有与西爪哇省邻近主要生产油气区相似的始新世-渐新世-中新世源、储层和密封岩；（3）确定了21个具有潜在层叠储层的石油远景和铅。

 

 

由于对Rangkas区块的研究表明寻找碳氢化合物的潜力很大，我们计划继续寻求该区块的PSC合同，该合同将通过直接招标程序获得，在该程序中，我们将有权根据招标程序的结果更改我们的报价，以匹配最佳报价，截至本报告日期尚未发生。招标时间表取决于DGOG的计划和时间表。

 

我们的竞争优势

 

我们相信我们拥有以下竞争优势：

 

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经验丰富的管理层.

 

◌

我们的管理和技术团队由业内一些最聪明、最有激情的人组成，包括在勘探技术方面具有专长的人。

 

	◌	我们的专业团队始终如一地采用创新理念和技术来降低勘探油气的风险，并不断寻找更好的方式来有效管理我们的勘探和生产作业。
	◌	我们的管理团队成员（首席执行官、首席运营官、首席业务发展官和总经理）共同拥有多年的石油勘探、开发和生产运营经验。在过去的16年里，他们一起成功运营了超过17个油气区块，发现并开发了10多个油气田。我们位于美国的管理团队由总裁兼首席财务官组成。我们的总裁带来了46年的公共能源公司经验，曾是三家正在或曾经在NYSE American上市的能源公司的创始人。我们的首席财务官带来40年的金融业务经验，主要担任首席财务官或财务总监，其中包括超过23年的上市公司工作经验。
	◌	我们的高级管理团队成员拥有印度尼西亚政府的“Kepala Teknik Tambang”认证，使他们有资格在采矿和石油业务中实施和遵守职业安全和健康立法。我们完全致力于根据最佳行业实践开展我们的运营，以确保我们所有利益相关者的健康、安全和保障以及环境和周边社区的保护。

 

	●	已建立的关系.通过我们管理团队在印尼运营区块的经验，我们与印尼的中央和地方政府、服务提供商和其他石油公司建立了密切的关系。管理层成员和政府机构之间的良好关系为我们提供了进入低风险和高潜力区块的非凡机会。此外，我们的美国管理团队同样与美国资本和能源市场的主要参与者建立了关系，我们认为这将是我们作为一家在美国上市的上市公司的资产。
	●	重要网络.我们公司在印尼石油和天然气行业内建立了稳固的联盟和庞大的知识网络，这使我们有能力执行复杂的项目并穿越印尼的监管和机构风险。

 

 

●

利基市场.我们希望获得在岸上运营小型至“中型区块”的权利，这些区块很可能由较大的竞争对手监管。作为印度尼西亚一家独立、高效的石油和天然气公司，我们拥有必要的灵活性和速度，以抓住出现的机会。

 

●

战略定位的资产。我们公司在收购位于主要基础设施和人口稠密城市附近的资产方面有着良好的业绩记录。我们相信，在我们扩大业务规模时，战略性地位于主要基础设施将带来更高的利润率。

 

我们的业务策略

 

我们是一家活跃的独立印尼勘探和生产公司，最终目标是为我们的股东创造价值。我们的整体增长策略是积极发展我们现有的区块，并收购新的资产以推动我们的增长。我们还将评估可利用的机会，将我们的业务扩展到印度尼西亚的石油和天然气下游行业。

 

实现我们目标的关键要素如下。

 

●

现有区块的战略投资分配。我们专注于验证我们区块的储量，方法是继续开发高影响勘探活动以增加储量，并结合开发计划以提高产量。

 

	●	油气发现的商业化和货币化。我们是一家收入驱动型公司，我们通过评估市场和印尼能源需求，战略性地调整我们在区块的运营和开发计划。
	●	开发我司“去风险”193948亩Citarum Block含31个远景。4060万美元由该区块的前任所有者Pan Orient Energy Corp.（TSXV.POE）投资，该公司钻探了四口井，并成功地从四口井中的每一口井中发现了天然气和气流。我们认为，这一贡献为我们降低了勘探风险，并支持继续进行评估和勘探活动。
	●	扩大我们公司的资产组合。我们积极寻求收购区块，以增加我们公司的价值。该地区能源需求的增长和制造业活动的增加可能会导致我们投资于下游的石油和天然气领域。
	●	维持资产负债表强度以抵消商品周期性。我们打算通过股权、自由现金流和适度使用债务为我们的勘探和生产活动提供资金。鉴于我们行业内部的不确定性，我们认为保持强劲的资产负债表对我们的增长至关重要。

 

竞争

 

在通过政府招标程序收购新的石油区块方面，我们面临来自其他石油和天然气公司的竞争。我们这些招标的竞争对手包括印尼国有国家石油公司Pertamina（可自行招标区块），以及其他成熟的大型国际石油和天然气公司。这些公司拥有大得多的资本资源，在竞标特许权时能够提供更具吸引力的条款。因此，为了降低竞争风险，我们的企业战略是专注于最有可能由更大的竞争对手监管的陆上小型到“中型区块”。

 

 

设施、配送和物流

 

我们不拥有任何财产或设施。我们租用位于印度尼西亚雅加达的公司总部，以及我们在Kruh Block的业务的外地办事处。在Kruh Block，由于成本回收的财政条款，生产石油和天然气所需的设施、车辆、机器和设备由我们租赁。下图描述了我们目前从Kruh的油井到Pertamina交付点的石油的储存、分配和物流：

 

 

印度尼西亚石油和天然气行业法律框架

 

背景

 

根据《印度尼西亚共和国宪法》第33（3）条，印度尼西亚的所有自然资源，包括所有石油和天然气资源，都属于国家所有，应当用于印度尼西亚公民的最大利益。因此，尽管政府通过（其中包括）向我们公司等第三方承包商授予许可证或特许权来控制和管理石油和天然气资源，但它仍保留对印度尼西亚所有石油和天然气活动的最终控制权。

 

 

在2001年关于石油和天然气的第22号法律（我们在此称为石油和天然气法）之前，政府控制了印度尼西亚的所有石油和天然气企业，并授予Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara（Pertamina的前身，如下所述）在印度尼西亚境内管理和开展所有业务的专属权利。任何其他寻求投资印尼石油和天然气部门的企业都需要MEMR的任命或批准，任何实际投资都将通过与Pertamina的合同安排进行。这些安排大多采取生产共享安排的形式，例如PSCS、TACS和Pertamina与承包商之间订立的KSOs。

 

从2001年的《石油和天然气法》开始，政府采取了一系列措施，将市场改革引入印度尼西亚的石油和天然气部门。《石油和天然气法》仍然是管辖印度尼西亚所有石油和天然气活动的主要总括立法。它将石油和天然气行业的控制权交到MEMR和DGOG手中。它还成立了两个新的政府机构——石油和天然气上游监管机构（Badan Pelaksana Minyak dan Gas Bumi，或BP Migas）和石油和天然气下游监管机构（Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi，或BPH Migas）——来监管各自部门领域的活动。《油气法》还对上下游活动进行了划分，并首次对其进行了区分。进一步规定细化落实《油气法》的重要方面。

 

在将Pertamina对印度尼西亚境内勘探和生产活动的控制权转让给BP Migas之后，根据2003年第31号政府条例，Pertamina将Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara转变为一家以有限责任公司（称为Perseroan）形式存在的营利性国有公司。此外，2004年关于上游石油和天然气业务的第35号政府条例经过多次修订，最近一次是2009年关于上游石油和天然气业务第二修正案的第55号政府条例（或GR35/2004），将Pertamina管理所有生产共享安排（TACs除外）的责任移交给BP Migas。这些变化使得改革后的Pertamina可以在与其他公司平等的基础上自由投标合同。Pertamina还通过合并专门从事上游或下游活动的子公司来拆分其上下游业务。Pertamina负责上游活动的子公司是PT Pertamina EP（或称Pertamina EP），同时为下游活动成立了几家Pertamina的子公司。

 

2012年11月13日，印度尼西亚共和国宪法法院（Mahkamah Konstitusi Republic Indonesia，简称MK）发布了第36/PUU-X/2012号决定（我们称之为MK第36/2012号决定），该决定认定根据《石油和天然气法》向BP Migas移交权力违宪，下令解散监管机构，并通过MEMR将其所有权力和责任移交给政府。根据一系列总统和部长规定，BP Migas的职责和职能最终于2013年移交给上游石油和天然气业务活动临时工作组（Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi，简称SKK Migas）。因此，先前从Pertamina转让给BP Migas的生产分成合同（TACs除外）随后被转让给SKK Migas。至于TACs，他们仍然留在Pertamina。

 

上游活动执行机构

 

印度尼西亚法律目前对上游活动（包括石油和天然气资源的勘探和开采）和下游活动（包括石油和天然气的加工、运输、储存和交易）进行了区分。如上所述，两类活动的区别于2001年在《石油和天然气法》中引入。在此之前，印度尼西亚法律不承认任何市场细分，Pertamina负责石油和天然气运营活动的所有方面。

 

《石油和天然气法》将这一部门划分扩展到根据此类法律设立的监管机构，BP Migas负责监管上游活动，BPH Migas负责下游活动，两者均向DGOG报告。此外，《石油和天然气法》和2002年关于上游石油和天然气业务活动执行机构的第42号政府条例一起要求，一旦成立，BP Migas将接管Pertamina现有的产量共享安排，并且BP Migas将成为后续安排的政府方。

 

MK第36/2012号决定解散了BP Migas，并将其权力和责任转回MEMR，直到通过新的油气法。在做出决定时，MK发现，《印度尼西亚宪法》第33（3）条要求政府直接管理石油和天然气资源，而赋予BP Migas的监管职责没有达到这一要求。它还发现，政府在BP Migas下的监测和监管活动已经恶化到不再履行其宪法义务的地步。

 

 

就在MK做出决定的同一天，总统和MEMR都对MK第36/2012号决定做出了回应，依次发布了关于上游石油和天然气活动职责和职能转移的2012年第95号总统条例（或PR 95/2012），该条例将BP Migas的权力和责任移交给MEMR。此外，PR 95/2012通过确认BP Migas签署的所有PSC将在其各自的到期日期之前保持有效，从而维持现有安排。MEMR关于石油和天然气业务执行中的职责、职能和组织转移的第3135 K/08/MEM/2012号条例（或MEMR第3135/2012号条例），将这些职责移交给上游石油和天然气业务活动临时工作队（Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi），作为PR 95/2012的实施条例。上游石油和天然气业务活动临时特别工作组向MEMR负责。

 

继PR 95/2012和MEMR条例3135/2012颁布后，2013年1月10日，总统发布了经2018年第36号总统条例（或PR 9/2013）修订的2013年第9号关于实施天然石油和天然气上游经营活动管理的总统条例，其中设立了SKK Migas，并将管理基于合作合同的上游石油和天然气活动的权力移交给新的监管机构。PR 9/2013还设立了一个监督委员会，其成员包括作为主席的MEMR、作为副主席管理国家预算的财政部副部长、资本投资协调委员会主席、环境和林业部长、国家警察局长和MEMR副部长，以便SKK Migas能够控制、监督和评估其授权下的上游石油和天然气业务活动的管理。监察委员会被要求至少每半年向总统提交一次报告。

 

石油和天然气行业的外国直接投资

 

对印尼上游利益的私人投资可以通过“商业实体”或“常设机构”进行。《石油和天然气法》将“经营实体”定义为根据印度尼西亚共和国法律设立并在其境内注册、在印度尼西亚经营并在印度尼西亚境内永久持续开展业务的法人实体。这类商业实体通常采取有限责任公司（Perseroan Terbatas）的形式。《石油和天然气法》将“常设机构”定义为在印度尼西亚境外设立、在印度尼西亚领土内开展活动并遵守印度尼西亚现行法律的法人实体。常设机构允许外国投资者通过外国注册企业的分支机构开展上游活动。

 

第6/2023号法律修订了《油气法》的若干条款。然而，在《油气法》拟议修正案颁布之前，这些变化相对有限。政府通过2025年第28号政府条例进一步完善基于风险的许可制度的实施，该条例取代了2021年第5号政府条例。该条例继续管辖总括法制度下基于风险的许可框架，包括通过在线单一提交系统管理业务许可。除其他事项外，它将获得商业注册号（Nomor Induk Berusaha或NIB）的要求扩大到在印度尼西亚经营的石油和天然气承包商，包括那些结构为“常设机构”的承包商。

 

商业实体和常设机构根据与政府代表的合作协议，作为承包商开展上游活动。《油气法》规定，作为一项合作协议项下一个工作区的收入和成本不能与另一工作区在不同合作协议项下合并并用于减免纳税义务的“围栏”原则的实施，承包者只能获得一个工作区的一份合作协议。

 

由于我们的运营子公司都是在印度尼西亚注册的Perseroan，我们在《石油和天然气法》的“商业实体”制度下运营。

 

 

上游法规

 

上游活动在MEMR确定边界的工作区域进行。每个承包商可能只被授予一个工作区域；因此，在印度尼西亚运营的上游石油和天然气公司，例如我们的公司，为他们拥有权益的每一项资产合并了单独的法律实体。上游活动通过SKK Migas或Pertamina与承包商之间的合作合同进行。与印度尼西亚的任何其他行业不同，上游石油和天然气活动对在印度尼西亚境外成立和注册的外国商业实体开放参与。

 

MEMR关于石油和天然气工作区确定和招标程序的2021年第35号条例（或MEMR第35/2021号条例）对工作区的授予进行了规范，可根据竞争性招标程序或直接要约授予。DGOG总干事可在考虑SKK Migas的意见和投入后，将一个工作区域对外招标并邀请对该区域的权益进行投标。直接报价应根据承包商对未为招标过程保留的工作区域的书面提议执行；如果DGOG总干事批准了此类提议，承包商必须与DGOG一起进行调查，以确定潜在的油气田（我们将其称为联合研究）。

 

联合学习协议

 

根据MEMR第35/2021号条例，在尚未为招标过程预留区域的情况下，承包商可以通过向DGOG总干事提供书面建议书的方式直接对此类工作区域进行投标。如果总干事批准提案，承包商必须与DGOG或DGOG指定的任何其他方对拟议区域进行联合研究。联合研究的目的是提升地质和地球物理工作的数据质量，例如实地调查、磁力调查或现有地震线路的再处理，并在八个月的时间内进行，单次可能延长至多四个月。承包者须在联合研究期间交付知名银行金额为50万美元的履约保证金，自总干事批准直接报价之日起14天内提交；承担所有费用，一般在50万美元至70万美元之间，以及实施联合研究的风险；并对联合研究中使用和产生的数据保持保密。联合研究完成后，总干事可选择宣布工作区域的一个投标过程，在这种情况下，如果其他投标人给出更高的报价，进行联合研究的承包商将有权在投标过程中改变其报价（匹配权），但在其他方面不会获得优惠待遇。

 

2018年5月，在完成对Citarum地区的联合研究后，我们通过直接招标程序获得了MEMR授予的Citarum Block勘探权。

 

合作合同

 

“合作合同”是《油气法》下用来描述承包商与政府代表之间的合同的总称，可由各方以各种形式订立，例如PSC（生产分成合同）、TACS（技术援助合同）和KSOS（联合运营伙伴关系）。无论哪种形式，合作合同实质上都规定了生产分成安排。例如，对地下资源的所有权仍在政府手中（为承包商的份额而解除的石油和天然气的所有权在转让点，通常是出口点通过），最终的管理控制权在SKK Migas，资本要求和风险由承包商承担。这些合作合同将与SKK Migas订立，并随后以书面形式通知印度尼西亚议会。将只给任何法人单位一个工作区域。合作合同最长期限为30年，最长可延长20年。合作合同分为勘探和开采阶段。勘探阶段为期六年，最多只能延长一次，为期四年。

 

上游部门的实施条例，如GR35/2004，重申了承包商有义务向国内各方，例如区域政府所有的企业提供一定的最低参与权益，尽管提供这种权益的程序和时间已经修改。MEMR有权要求希望根据生产分成安排出售其参与权益的承包商向国家企业，例如区域政府拥有的公司、中央政府拥有的公司、合作社、小型企业和印度尼西亚人全资拥有的印度尼西亚公司授予优先要约权。根据现有的上游法规，这样的报价必须在“公平交易”的基础上提出。这些修改仅适用于2001年《油气法》颁布后订立的合作合同。

 

 

以下原则为政府与私营承包商之间所有类型的生产共享安排提供了基础：

 

	●	承包者负责所有投资和生产成本（勘探、开发和生产），包括提供资金以实施商定的工作方案；
	●	合同项下执行上游活动的操作风险由承包商承担；
	●	利润在政府和承包商之间根据产量进行拆分（拆分取决于PSC采用的财政条款，即成本回收模式或毛额拆分模式）；
	●	所有有形和无形资产的所有权仍归政府所有；和
	●	总体管控仍由SKK Migas（原BP Migas）代表政府进行。

 

PSC（生产分成合同）

 

PSC是最常见的生产共享安排类型。PSC已就勘探属性获得授予，并被授予用于勘探石油和天然气储量以及建立这些资源的商业生产。

 

根据PSC，政府通过SKK Migas，允许一个或多个承包商在指定的工作区域内勘探、开发和生产石油和天然气储量和资源。因此，PSC与SKK Migas订立，并由MEMR代表政府共同签署批准。每个PSC都以标准格式合同为基础，通常包含以下条款：

 

	●	要求承包者向政府支付一定的签字奖金、年度管理费用、特许权使用费、生产层面的付款，以及在实现工作区域的某些生产里程碑时支付一定的奖金；
	●	初始勘探和开发期的期限，附带各方同意延长这一期限的选择权；
	●	承包者承担勘探开发活动和/或生产作业的风险和成本的义务；

 

	●	承包者（以及作业区的任何其他作业人员）进行勘探和生产活动的范围和时间表；
	●	除毛分拆PSC（如下文所述）外，承包商的能力，如果商业生产成功，从扣除第一批石油或FTP后生产的石油和天然气中收回其勘探、开发和生产成本）。FTP部分的百分比，如果FTP完全分配给政府，则为生产的石油和天然气的10%；如果政府和承包商按照与利润分享百分比相同的比例分享，则为20%；
	●	BP Migas（现为SKK Migas）与承包商之间从FTP中分配的石油和天然气总产量百分比以及承包商对其成本的以下回收；
	●	要求承包者以折扣价供应印度尼西亚国内市场，折扣价占承包者在生产的石油和天然气总量中所占份额的一定百分比，通常为25%（这被称为国内市场义务，或DMO）；

 

 

	●	石油所有权在任何时候都在政府手中的要求，除非根据PSC的规定，原油或天然气的所有权已经过去；
	●	承包者就其利润份额（包括FTP）缴纳印尼公司税的义务；
	●	要求承包商向BP Migas（现为SKK Migas）提供财务和履约担保，以确保承包商的坚定承诺；
	●	承包者将生产的石油和天然气推向市场的要求；以及
	●	要求（例如我们的Citarum Block PSC中存在的要求），要求承包商放弃特定百分比的工作区域，这对于生产和/或在特定时间内未发现碳氢化合物是不需要的。

 

根据GR35/2004，一旦收到工作区首次生产的油田开发计划的批准，承包商必须向区域政府拥有的企业（Badan Usaha Milik Daerah）提供高达10%的参与权益。如果区域政府拥有的企业在要约后60天内不接受此类要约，承包者必须将此类参与权益提供给区域政府拥有的公司、中央政府拥有的公司、合作社、小型企业和印度尼西亚人全资拥有的印度尼西亚公司等国家企业。如果在要约提出后60天内没有这类企业接受要约，则该要约结束。

 

MEMR发布了MEMR条例2016年第37号，随后经MEMR条例2025年第1号修订，关于石油和天然气工作区10.0%的投标参与权益条款（称为MEMR条例37/2016），作为承包商向区域政府所有企业提供石油和天然气工作区10%参与权益的实施条例。MEMR条例37/2016将竞标权限制在满足以下要求的区域政府所有企业（俗称BUMD）（i）实体必须作为区域一般公司（perusahaan umum daerah）注册成立，其全部资本由单一区域政府拥有且不分股，或作为区域有限责任公司，其至少99%的股份由区域政府拥有，其余股份完全由区域政府附属各方拥有；（ii）其区域政府所有企业的地位是通过制定当地法规确立的；（iii）其业务仅限于从事参与权益的管理。每个区域政府所属企业只能在一个工作区域举办参与利益管理。

 

如果PSC涉及不止一个承包商，承包商可以与PSC下参与权益的其他持有人订立联合运营协议（或JOA）。根据这项JOA，每个参与者同意按其各自的股权比例参与与工作区域的石油业务相关的所有成本、费用和负债，并且每个参与者将以相同的比例拥有PSC中的合同和运营权利。一名参与者被任命为操作员，根据运营协议的条款和运营委员会的监督，运营委员会由每一方任命的一名代表组成，该操作员被授予管理工作区内所有石油业务的酌处权。在这样做时，经营者有义务尽最大努力按照石油行业普遍接受的做法进行石油作业，并因以经营者的身份行事而从其他承包者那里获得赔偿。运营协议通常在PSC期限内继续有效。

 

PSC的延期

 

根据《油气法》和GR35/2004，PSC的每一次延期可延长不超过20年。打算延长其PSC的承包商必须通过SKK Migas向MEMR提交请求。然后，SKK Migas评估该请求并将其提交给MEMR以供考虑。延期PSC的请求可不早于PSC到期日的十年且不迟于两年前提交。然而，如果承包者已订立天然气销售/购买合同，该承包者可在PSC到期日期前十年之前请求延长PSC。

 

 

在批准时，MEMR应考虑（其中包括）来自相关工作区域的石油和/或天然气的潜在储量、市场/需求的潜力或确定性，以及活动的技术/经济可行性。基于其考虑，MEMR可以拒绝或批准此类请求。

 

PSC财务条款

 

2017年1月，新的PSC生产分成制度被引入，称为“毛额分割”，而之前引入的“成本回收”PSC在相关PSC到期之前仍然有效。根据毛额分割的PSC，政府和承包商被分配了石油或天然气产量的“基数分割”，其中分割百分比将由PSC中规定的某些组成部分进行调整。与一开始就进行生产分成的毛分PSC不同，没有将生产首先分配给回收承包商的运营成本，成本回收PSC规定通过“成本回收”机制在政府和承包商之间进行生产分成。在产量因某些成本和免赔额而减少后，剩余的石油或天然气将根据PSC中规定的商定百分比在政府和承包商之间进行分配。

 

就我们在Citarum Block的运营而言，我们是总拆分PSC的一方。我们PSC的财务条款在上文“—我们的资产— Citarum Block”下进行了描述。”有关毛额分割和成本回收PSC的进一步详情载于下文。

 

总分拆PSC

 

2017年1月，MEMR引入了新的财政制度，其中石油和天然气的总产量将在承包商和政府之间根据（a）原油产量和（b）天然气产量方面的某些百分比进行分配。这种机制被称为“总分拆”。在毛额分割分成概念下，确定承包者份额相关百分比的起点是“基数分割”百分比，然后根据开发批准计划根据“可变部分”和“递进部分”进行调整。简言之，承包者的份额等于“基数拆分”加减“可变部分”加减“累进部分”。

 

基础分割，根据经2017年第52号MEMR条例修订的2017年第08号MEMR条例（MEMR 08/2017），2019年第20号MEMR条例（MEMR 20/2019），最后是2020年第12号MEMR条例（MEMR 12/2020），目前设定为，天然气，政府52%，承包商和石油48%，政府57%和承包商43%。可变成分的百分比是根据（其中包括）工作区域的状况、油田位置、储层、配套基础设施、二氧化碳和硫化氢含量以及符合当地含量要求来确定的。每个可变成分的最新百分比在MEMR 20/2019的时间表中有详细说明。对于累进部分，综合考虑油价、气价和累计油气产量进行调整。MEMR 20/2019中提供了基于递进组件的拆分调整的当前详细信息。

 

对2017年引入的新的Gross Split PSC的担忧可能会随着2020年7月发布的MEMR第12/2020号条例而得到缓解，该条例为石油和天然气投资者选择使用之前的常规成本回收计划打开了大门，这被认为可以提供更好的投资回报。然而，由于新冠疫情大幅降低了能源需求，从而降低了碳氢化合物价格，印度尼西亚和全球的石油和天然气形势只会变得更糟。在所有这些不利条件下，SKK Migas于2020年6月发起了一项全面改革倡议，目标是到2030年实现石油产量100万桶/天（BOPD）和天然气产量120亿标准立方英尺/天（BSCFD）。

 

根据特定的油气田和相关的经济考虑，MEMR可能会调整拆分，有利于承包商或政府。毛分拆是根据毛产量分拆计算得出的，不考虑成本回收法。在MEMR 08/2017发布之前已进入PSC的承包商可提议将其现有PSC下的共享机制修改为毛额分割机制。2017年12月28日颁布的2017年第53号政府条例规定了总分拆PSC财政条款的最新迭代，该条例涉及具有总分拆产量分成合同的上游石油和天然气活动的税务处理（GR53/2017）。

 

 

GR53/2017的要点包括：

 

	●	“应税收入”是指承包商的“毛收入”减去“运营成本”但有10年税收亏损结转权利；
	●	毛分税点始于相关碳氢化合物向承包者的“转运点”；

 

	●	石油的价值将使用印尼原油价格确定，而天然气的价值将通过相关天然气销售合同下约定的价格确定；
	●	“提额”单独产生的收入，按提额的20%最终税率征税；
	●	从勘探和开采阶段到商业生产开始，可能会向承包者提供某些税收便利或奖励。这类激励措施，除其他外，包括对用于石油活动的货物进口免征进口关税，以及扣除土地和建筑物税金额达应缴土地和建筑物税额的100%。有关给予便利的进一步规定将由一项部级条例加以规范，该条例迄今尚未发布。

 

 

2024年8月12日，政府发布2024年第13号MEMR条例（MEMR 13/2024），取代MEMR 08/2017。根据MEMR 13/2024，根据PSC确定拆分的机制取决于石油和天然气被归类为常规还是非常规。非常规油气定义为成熟带内细粒、低渗透储层岩石中形成和圈闭的油气，可采用水平钻井和水力压裂技术经济生产。这包括页岩油、页岩气、致密砂油、致密砂气、煤层气、甲烷水合物。常规油气是指不属于非常规油气的所有其他类型的油气。

 

此外，作为MEMR 13/2024的实施条例，政府于2024年9月19日发布了MEMR第230.K/MG.01/MEM.M/2024号关于毛拆分PSC实施和组成部分指南的决定（“MEMR第230.K/2024号决定”）。根据MEMR第230.K/2024号决定，政府和承包商之间的分配或分割如下：

 

	a)	对于常规石油和天然气，承包商和政府之间的基础分割如下：对于石油，分割为47%（承包商）和53%（政府）；对于天然气，分割为49%（承包商）和51%（政府）。这一基数拆分是根据若干“组成部分”进行调整的，这些“组成部分”包括储备数量、工作区位置、基础设施可用性等“可变组成部分”，以及基于石油和天然气定价的“累进组成部分”。
	b)	对于非常规石油和天然气，基础拆分如下：石油的拆分为47%（承包商）和53%（政府）；天然气的拆分为49%（承包商）和51%（政府）。这一拆分是根据非常规石油和天然气特有的“固定可变部分”进行调整的，承包商设定为46%，并有可能获得MEMR授予的额外拆分百分比。

 

此外，PSC中提供的拆分可能会随后进行调整：（a）在POD审批过程中；和/或（b）在评估延长PSC期限的申请或对即将到期的合同的工作区域管理时。

 

根据MEMR 13/2024的过渡性规定，在MEMR 13/2024颁布之前签署的总分拆PSC将一直有效，直至其各自的合同期届满。然而，在MEMR 13/2024颁布之前已执行的总分割PSC可进行修订，以反映MEMR 13/2024的规定，条件是：（a）PSC涉及被归类为非常规石油和天然气工作区的工作区；（b）PSC涉及尚未批准第一个油田的开发计划的常规石油和天然气工作区；或（c）PSC涉及处于开采阶段的常规石油和天然气工作区，承包者拟在同一工作区域内开发潜在非常规油气资源的（在这种情况下，对PSC的修改应仅限于合同中可能需要修改以适应非常规油气资源开发的部分）。此外，在MEMR 13/2024颁布之前签署的任何总拆分PSC都可以转换为成本回收PSC。

 

成本回收PSC。

 

直到2017年，所有印尼PSC都采用了“成本回收”概念，其财政条款反映了这样一种概念。“成本回收”方法要求承包商，除其他外，准备工作计划和预算，这需要得到SKK Migas的批准，并在进行某项活动之前提交支出（或AFE）的批准请求。根据这一方案，在承包商与政府之间的石油/天然气产量共享中采用瀑布机制——石油/天然气产量将首先通过FTP扣除，然后是税收，随后是（批准的）成本回收金额。然后，剩余的石油/天然气将根据PSC中规定的商定百分比在政府和承包商之间进行分配。以下成本回收PSC流程图说明了政府和承包商之间的石油和天然气生产共享。

 

 

成本回收PSCs财政条款的最新迭代见2017年第27号政府条例，该条例关于2010年第79号政府条例的修订，该条例涉及可能收回的运营成本和上游石油和天然气活动的所得税处理（或GR27/2017，其中修订了GR79/2010）。GR27/2017于2017年6月19日生效，对利润分成和所得税计算中无法收回的成本进行了规定。此类费用包括为参与权益持有人的个人利益而产生的费用、因承包商违反任何法律而受到的处罚、折旧费用、法律顾问（与石油和天然气运营活动没有直接关系）和税务顾问费用，以及应付给政府的奖金。GR27/2017还对PSC进行的参与权益转让和任何其他活动适用的所得税进行了规定，并要求承包商拥有自己的税务识别号。

 

GR27/2017的规定仅适用于GR27/2017发布后订立的合同和合同的延期。此外，对于在GR79/2010发布之前仍有效的合同，直到其到期日，必须对其进行调整，以在以前没有或没有足够明确监管的领域遵守GR27/2017。此类规定包括与以下相关的规定：

 

	●	政府对PSC的兴趣；
	●	可收回的营业成本条款及营业成本标准规范；
	●	不可收回的经营成本；
	●	第三方预约进行财务和技术核查；
	●	所得税评估的发放；
	●	勘探开采活动进口货物免征进口关税和进口税；
	●	承包商以石油和/或天然气量形式从承包商权利中获得的所得税；和
	●	合同外以提涨和/或参与利益转移形式获得的收入，必须调整以符合GR27/2017。

 

GR79/2010和GR27/2017的实施条例涵盖了多个主题，从MEMR发布的印尼原油价格确定方法、间接总部成本回收的条款和条件、以提升或其他类似补偿形式产生的其他收入和承包商从参与利益转让中获得的收入的代扣代缴所得税程序，到印度尼西亚财政部长（或财政部）发布的承包商可以收回成本的最高报酬等主题。

 

GR79/2010的规定保留在GR27/2017中，该规定还规定，直接或间接转让参与权益所产生的收入需分别按勘探阶段或开采阶段总收益的5.0%或7.0%缴纳最终所得税。在满足一定要求的情况下，勘探阶段风险共担参与权益的转让不作为应税参与权益转让。

 

2024年10月14日，财政部发布2024年第81号《关于实施核心税政制度的税收规定》的《财政部条例》（“MOF81/2024”），自2025年1月1日起施行。MOF81/2024是一项综合法规，旨在巩固和更新各项税收规则，以支持新的核心税务管理系统的实施，它撤销了财政部关于其他承包商收入（包括提成或类似福利）的所得税代扣代缴程序的第257/PMK.011/2011号条例和/或2011年12月28日参与利息转让所得的综合法规。MOF81/2024没有对对PSC承包商征收的所得税做出重大改变。该条例继续规定，应纳税所得额，在扣除提负和/或参与利益转移的最终所得税后，按照所得税法缴纳分支机构利得税。

 

 

关于土地和建筑物税，根据总干事条例第PER-45/PJ/2013，自2014年1月1日起生效（或DGT第45/2013号条例），凡位于（即实质上构成陆上和近海区域不可分割的一部分的石油和天然气开采活动的配套区域）、用于石油和天然气开采活动的工作区以及地热的工作区内外的土地和/或建筑物，均须征收土地税和建筑税。DGT第45/2013号条例将“陆地”定义为陆上和近海区域，包括深度测量。征收土地和建筑物税的陆上区域包括生产性、尚未生产性、非生产性和就位区域，而征收土地和建筑物税的近海区域定义为内外近海水域（即构成陆上和近海区域不可分割部分的油气开采活动的配套区域）用于上游油气经营活动的工作区，纳税人据此对该区域拥有权利和/或获得利益。并非所有陆上和近海区域都要缴纳土地和建筑税，因为该条例免除了工作区域内的土地、内陆水域和近海水域，除其他外，这些区域并没有为纳税人的石油和天然气活动创造利益。DGT第45/2013号条例还提供了勘探和开采期间应缴纳税额的计算公式。

 

然而，在2020年11月27日，税务总局发布了《税务总局条例第2020年PER-22/PJ/2020（或DGT第22/2020号条例），该条例撤销了10项条例，包括DGT第45/2013号条例，试图简化条例。尽管有这种撤销，适用于石油和天然气活动的土地和建筑税收制度继续受其他现行法律法规的管辖。

 

2014年12月31日，财政部发布了第267/PMK.011/2014号条例，对勘探石油和天然气开采的土地和建筑物税收减免。这项于2015年开始适用的规定，对勘探阶段的地下给予土地和建筑物税收优惠。减税奖励可自签署PSC起每年授予最多六年，最多可延长四年，且可在GR79/2010颁布后（即2010年12月20日之后）与政府签署PSC、税务对象通知表（Surat Pemberitahuan Objek Pajak，简称SPOP）已提交相关税务局的情况下获得，并且SPOP附带了MEMR的推荐信，称土地和建筑物税对象仍处于探索阶段。

 

GR27/2017还规定在开发和勘探期间完全免除土地税和建筑税。对地下部分的开发期间的土地和建筑税豁免，可由财政部在考虑项目经济性的情况下给予。GR27/2017关于土地和建筑物税相关税收便利的规定将受到财政部的进一步监管。GR27/2017将条例规定的设施的好处扩大到在适用条例之前签署或延长的PSC的缔约方，如果他们选择在生效日期后六个月内（即在2017年12月19日之前）调整现有合同以完全遵守条例。

 

TACS（技术援助合同）

 

TACS是在2001年《油气法》之前的监管框架下创建的另一种形式的产量共享安排。TACS被授予具有先前或现有生产的油田，并在特定期限内有效。石油或天然气产量分为不可分享部分和可分享部分。不可分享部分代表在签署TAC时预期从现场（基于历史产量）获得的产量。根据TAC，不可分享部分每年都会下降。可共享部分对应于运营商在该领域的投资所产生的额外产量，并以与PSC相同的方式进一步拆分。根据2001年《石油和天然气法》和GR35/2004，现有的TACS应保留在Pertamina，并且在初始期限届满后不可再生。在实践中，承包商可以通过与Pertamina EP签订KSOs来“续签”与Pertamina的TAC合同。

 

在2020年5月之前，我们对Kruh Block的运营权一直处于TAC之下，根据该协议，我们有权每年最多收回65%的过去勘探和开发成本以及持续生产成本的份额，如果这些成本超过规定的65%，那么未收回的盈余将在随后几年收回。加上我们的份额分配，在TAC期限内，我们的月收入约为总产量乘以印尼原油价格的74%。2020年5月，我们的Kruh Block运营商根据KSO“续签”了额外10年。在KSO下，部分收入。将根据现行ICP通过GWN从每月收益的65%中确认为每月成本回收权利，这与TAC不同，将排除所有以前的权利形式TAC以收回以前未收回的成本。

 

 

JOBs（联合运营机构）

 

JOB是在2001年《石油和天然气法》之前的监管框架下创建的另一种形式的产量共享安排。在工作中，运营由以Pertamina为首的工作进行，并由一家或多家私营能源公司通过其各自的借调人员协助该工作。在工作中，Pertamina有权获得项目工作权益的特定百分比。余额，在生产后应用于成本回收和成本承担，就像Pertamina和私营部门参与者之间一样，是可分享的部分，通常以与普通PSC相同的方式进行拆分。与TACs不同的是，GR35/2004通过法律将现有JOB下的运营权利从Pertamina转移到了SKK MIGAS。就业机会在初始任期届满后不可续期。

 

我们目前没有参加任何工作。

 

KSOs（Kerja Sama Operasi或联合运营伙伴关系）

 

KSOs是Pertamina EP与承包者之间关于承包者向Pertamina EP提供某一工作区域技术援助的合同安排。与合作合同不同，KSO不会在承包商和当局之间建立合同关系，即BP Migas或SKK Migas。承包商将与Pertamina EP建立合同关系。Pertamina EP在2005年与BP Migas（现为SKK Migas）签订的PSC中说明了将KSOs授予承包商的授权。此类PSC的条款规定，除其他外，：

 

	●	KSO必须首先由SKK Migas审查；
	●	KSO承包商将从其与BP Migas（现为SKK Migas）的PSC下的Pertamina EP的部分石油和天然气权利中获得补偿；
	●	给予KSO承包商的补偿不得超过与BP Migas（现为SKK Migas）在周边地区订立合作合同的其他方的生产分成权利；以及
	●	给予KSO承包商的补偿可能来自根据KSO条款在交付点计算的Pertamina EP权利的收益。

 

环境条例

 

印度尼西亚法律要求运营具有重大环境或社会影响的公司创建和维护两份文件中的一份。当一家公司的运营达到或超过规定的阈值时，该公司必须获得AMDAL。环境和林业部部长关于需要进行环境影响分析、环境管理努力和环境监测努力的业务计划和/或活动清单的2021年第4号条例或管理和监测环境的Ability声明或TERM0声明要求其运营涉及石油和天然气的开采；以及生产设施的开发，并且其运营达到环境或社会影响阈值的公司创建和维护AMDAL。如果运营没有达到AMDAL要求的门槛，但仍具有明显的环境或社会影响，公司必须准备环境管理努力-环境监测努力（Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Upaya Pemantauan Lingkungan Hidup，或UKL-UPL）。最后，在操作未达到UKL-UPL要求的阈值的情况下，公司必须准备一份管理和监测环境的Ability声明。

 

 

参与上游石油和天然气的公司可能需要履行其他一些关键义务，以监测其环境影响并确保为清理活动分配足够的资源。GR22/2021要求商业行为主体向环境信息系统提交报告，详细说明其废水处置和遵守适用法规的情况，这是一个新建立的支持环境保护运营和管理的系统。2001年关于危险或有毒材料管理的第74号政府条例（Bahan Berbahaya dan Beracun）要求使用或生产易燃、有毒或传染性废物等特定危险材料的公司获得与其活动相关的可撤销许可证，并对采矿作业进行此类材料处置的控制。环境法要求环境许可证持有人在MEF、州长、摄政或市长根据其权限指定的国有银行设立环境恢复环境存款基金，后者也有权指定第三方使用环境存款基金进行环境恢复（这将在实施条例中详述，至今尚未发布）。GR35/2004还要求承包者为退役后的环境恢复划拨环境保证金，其数额每年将结合运营成本预算确定，并列入工作方案和年度预算。

 

除了分配给环境修复的环境存款资金外，2018年2月23日，MEMR发布了关于上游石油和天然气业务活动中的运营后活动的MEMR条例2018年第15号（或MEMR条例15/2018），该条例要求作为未到期PSC缔约方的所有承包商从商业运营开始至PSC到期之前，在存放在与SKK Migas共同持有的银行账户中的废弃和场地修复（ASR）基金中预留一定金额。此外，在2018年9月12日，SKK Migas发布了2018年第KEP-0087/SKKMA0000/2018/S0号《废弃与修复指导意见》和第PTK-040/SKKMA0000/2018/S0（或恢复指南）作为上游油气经营活动实施废弃和场地恢复（或ASR）活动的指南。根据修复指南，承包商必须就现有资产、正在建造的资产以及将根据开发计划建造的资产编制ASR报告，其中必须包含ASR成本估计，以及将作为ASR基金保留的总金额，该基金将与一家信誉良好的印度尼西亚银行建立，作为与SKK Migas的联名账户。承包者还必须向SKK Migas提交一份关于实施计划结果以及完成ASR活动后ASR基金使用情况的报告，SKK Migas将对提交的报告进行评估，并在评估结果令人满意的情况下发布确认ASR完成的声明信函。

 

我们相信，我们在所有重大方面都遵守了印度尼西亚所有适用的环境法律、规则和法规。

 

适用于印尼石油和天然气部门的劳工条例

 

除了某些有限的例外，例如下文讨论的石油和天然气部门的工作时间，目前很少有专门针对石油和天然气行业制定的人力法规。虽然SKK Migas发布的某些通常被称为“PTK”的操作指南可能会规定额外的要求，例如某些关键职位的年龄限制，但石油和天然气行业受制于印度尼西亚普遍适用的劳工法规。

 

外籍人士就业

 

印度尼西亚法律一般要求承包商优先考虑当地工人，但公司可能会利用外国人力引进当地市场无法提供的专业知识。虽然几个部委在法律上参与了人力决策，但在实践中，SKK Migas经常协调这些问题，包括控制外派职位的数量。它每年审查这些职位，以及针对印度尼西亚工人的承包商培训计划，以期评估成本和收益以及将外籍人员职位本地化的计划。SKK Migas还要求承包商每年提交国民（称为RPTKs）和外籍人员（称为RPTKA）的组织结构图，以供审查和批准。

 

直到最近，根据MEMR 2013年第31号关于外籍人员利用和印尼员工在石油和天然气业务中的发展的条例（或MEMR 31/2013），在石油和天然气行业的上下游部门雇用外籍人力受到额外要求的约束。MEMR 31/2013对雇用外籍人员提供了严格的规定，包括优先雇用印度尼西亚工人的一般义务，以及具体禁止雇用外籍人力担任某些角色，例如人力资源、法律、质量控制以及主管级别以下的勘探和开发职能。MEMR 31/2013还基于年龄、相关工作经验、向当地劳动力转移知识的意愿等一系列严格要求，允许在有限的情况下使用外国人力。

 

 

然而，2018年2月8日，MEMR发布了2018年第6号MEMR条例，内容涉及撤销《能源和矿产资源部部长条例》、《矿业和能源部部长条例》和《能源和矿产资源部部长决定》（或MEMR 6/2018）。MEMR 6/2018撤销了11项被视为繁重的法规，除其他外，试图简化法规，以促进能源和自然资源部门的外国投资。除其他外，MEMR 6/2018撤销了MEMR 31/2013和矿业和能源部部长第02/p/m/pertamb/1975号关于石油和天然气工作区域以外石油和天然气运输的分配管道和其他设施的安全生产条例。因此，外派人员现在受到人力部更宽松的要求，某些以前对外派人员有限制的职位已经开放给外派人员，除非根据一般人力规定受到限制。

 

合同期

 

经第6/2023号法律和第1/2026号法律（或《人力法》）修订的2003年关于人力的第13号法律，以及关于临时雇佣合同、外包、工作和休息时间以及终止雇佣关系的2021年第35号政府条例（或GR35/2021）规定，可以根据2个计划雇用一名雇员，可以是合同（临时）或长期。临时雇用合同，临时雇用合同的最长期限为5年。根据《人力法》，临时雇佣合同仅允许用于“临时”性质的工作，例如季节性工作（例如农作物收割机）和基于项目的就业，例如建筑工程。除了这些类型的工作，工人被要求长期受雇。

 

法定福利

 

根据经第6/2023号法和第1/2026号法（或BPJS法）修订的关于社会保障行政机构的2011年第24号法，公司有义务为其员工（包括雇佣期限为6个月或以上的外籍人员）在人力社会保障行政机构（或BPJS Ketenagakerjaan）和健康社会保障行政机构（或BPJS Kesehatan）注册人力社会保障项目。BPJS Ketenagakerjaan的保险范围除其他外包括工伤事故保险和养老金/退休金。这些项目的保费支付安排因项目而异。比如，工伤事故的保险费由用人单位承担和支付，而退休保险的保险费由用人单位和职工分担。

 

工作时间

 

《人力法》和《人力和移民部长条例》关于石油和天然气部门工作和休息时间的2014年第4号条例和GR35/2021规定，1周的最长工作时间为40小时，可分为5天或6天的工作。一周工作日为6的，每天最长工作时间为7，一周工作日为5的，每天最长工作时间为8。

 

外包

 

根据人力和移民部长2012年第19号关于要求将部分工程转让给其他公司执行的条例（或MoMT 19/2012），一般来说，如果此类工作不是公司业务的核心活动，公司可以外包第三方执行某些工作。MoMT 19/2012规定了两种外包方案，即“劳动力供应”方案或“分合同”方案。

 

 

在“劳动力供应”计划下，可能外包的工作仅限于对公司运营和业务具有支持性质或与公司生产过程间接相关的琐碎活动或职能。这些活动仅限于（i）清洁服务，（ii）餐饮服务，（iii）安保服务，（iv）采矿和石油部门的配套服务，以及（v）员工的运输服务（即公司汽车的司机仅用于接送员工）。

 

在“分包”方案或“合作”方案下，外包职能不得是企业的“核心”或“主要”经营活动。此外，为了能够采用“合作方案”，该公司被要求准备并向相关人力办公室登记其业务“流程图”。请注意，要注册此类“流程图”，公司必须在其中一个商业协会（其成员与公司有相同的商业活动）申请并成为会员，因为注册将需要通过此类商业协会进行处理。不满足这些要求中的任何一项，通常会导致人力部向违规公司发出命令，指示该公司将“外包”人员作为永久雇员雇用，并具有追溯效力。

 

由于《总括法》的颁布，MOMT 19/2012被人力部长条例2021年第23号撤销，并取消了对可外包工作类型的限制。虽然GR35/2021包括了与外包有关的某些条款，但它没有具体限制可以外包给另一家公司的活动。然而，综合税法后来被第6/2023号法律撤销，重新引入了这一限制。第6/2023号法律规定，可外包的“某些工作”将在实施条例中具体规定，因此，可能需要修订GR35/2021以反映此类变化。在此类修正案颁布之前，可以外包的工程类型仍不清楚。

 

其他劳动合规义务

 

根据1981年关于强制性人力报告的第7号法律，雇主有义务提交强制性人力报告，其中包括雇员人数和最低至最高工资。此外，《人力法》还要求雇用至少10名雇员的公司制定公司条例（或雇员手册），其中通常会规定休假次数、休假程序、工作时间和纪律措施等一般雇用条款和条件。此类公司规定必须在当地人力办公室注册并获得批准。企业有工会的，用人单位和工会可以订立内容往往与公司规定类似的“集体劳动协议”，并向当地人力办登记集体劳动协议。用人单位与工会订立集体劳动协议的，企业编制公司规章不是强制性的。我们不是任何集体劳动协议的当事方。

 

历史沿革及公司Structure

 

我们于2018年4月24日作为WJ Energy的控股公司注册成立，而WJ Energy又拥有我们在印度尼西亚的控股和运营子公司。我们的董事长兼首席执行官Wirawan Jusuf实益拥有我们已发行在外普通股的约34.66%（见第7项。大股东暨关联交易）。

 

WJ Energy于2014年6月3日在香港注册成立。WJ Energy的初始股东为Maderic和HFO Investment Group Ltd.（由我们的首席投资官兼董事James J. Huang的成年妹妹控制）（或HFO），双方分别拥有WJ Energy 50%的股份。2014年10月20日，HFO收到Maderic提供的4,000元HKD作为WJ Energy 4,000股股份的对价，导致Maderic拥有WJ Energy 90%的股权，HFO拥有10%的股权。

 

2015年2月27日，WJ Energy组成GWN作为载体收购并随后运营Kruh Block。2017年3月20日，印尼有限责任公司（HNE）PT Harvel Nusantara Energi成立，由WJ Energy作为符合印尼法律的石油和天然气区块收购的必要载体。2017年6月26日，Maderic向HFO出售500股WJ Energy，代价为500元HKD。同时，Maderic向非关联第三方（或Opera）Opera Cove International Limited（Opera）出售1,500股WJ Energy股份，代价为1,500港元。在此类交易结束时，WJ Energy的流通股分别由Maderic持有70%、HFO持有15%和Opera持有15%。2017年6月25日，Maderic与Opera签署了一份委托协议，授予Maderic对Opera所持股份的合法和实益所有权。2017年12月7日，印尼有限责任公司PT Cogen Nusantara Energi在HNE下成立，作为通过与GWN联合研究计划预期收购新石油和天然气区块的必要工具。2018年5月14日，PT Hutama Wiranusa Energi在GWN下成立，作为为Citarum Block进行联合研究的联合体的一部分，作为签署Citarum Block收购合同的要求。

 

 

于2018年6月30日，我们与Maderic及HFO（WJ Energy当时的两名股东）订立两项协议：买卖股份及应收款项协议及债务转换协议（我们统称为重组协议）。重组协议的意图是重组我们的资本，以期待我们的首次公开发行。由于重组协议所设想的交易：（i）WJ Energy（包括其资产和负债）成为我公司的全资子公司，（ii）WJ Energy分别欠Maderic和HFO的21,150，000美元和3,150，000美元的贷款按面值转换为我公司的普通股，以及（iii）我们向Maderic和HFO发行了总计15,999，000股普通股。上述交易作为名义股份发行（我们称之为名义股份发行）入账。本报告中呈列的所有股份数量和每股数据均已追溯重述，以反映名义股份发行情况。

 

这一系列交易导致我们在首次公开发行股票之前的公司当时所有权被设定为Maderic拥有87.04%（13,925，926股普通股），HFO拥有12.96%（2,074，074股普通股），在总计16,000，000股已发行普通股中。

 

2019年11月8日，我们根据开曼群岛法律（我们在此称为反向股票分割）以股份合并的方式对我们的普通股实施了一比零的三七五（1比0.375）反向股票分割。由于反向股票分割，反向股票分割前的已发行和流通普通股总数为16,000，000股，减至已发行和流通普通股总数为6,000，000股。反向股票分割的目的是为了我们能够实现我们的普通股的股价与纽约证券交易所美国证券交易所的上市要求一致。任何原本会因反向股票分割而产生的零碎普通股将被四舍五入到最接近的完整份额。反向股票分割使我们的创始股东当时在我们公司的百分比所有权权益保持在Maderic拥有的87.04%（5,222，222股普通股）和HFO拥有的12.96%（777,778股普通股），总计6,000，000股已发行普通股。反向股票分割还将我们普通股的面值从0.00 1美元增加到0.00 266667美元，并将我们公司的授权普通股数量从100,000，000股减少到37,500，000股，授权优先股从10,000，000股减少到3,750，000股。

 

截至2026年4月27日，我们的董事长兼首席执行官Wirawan Jusuf实益拥有我们已发行在外股份的约34.66%，而HFO拥有我们已发行在外股份的不到5%。截至2026年4月27日，我们有15,386，840股已发行在外的普通股。

 

 

下图说明了截至本年度报告之日我们的公司结构，包括我们的合并控股和运营子公司：

 

 

上述未反映的是，为遵守与印尼公司所有权相关的印度尼西亚法律：（i）WJ Energy拥有GWN和HNE 99.90%的已发行股份，（ii）GWN和HNE各拥有对方0.1%的已发行股份；（iii）GWN拥有HWE 99.50%的已发行股份，其余0.50%由HNE拥有；（iv）HNE拥有CNE 99.90%的已发行股份，其余0.10%由GWN拥有。

 

近期动态

 

Kruh Block的钻探和生产

 

我们于2022年3月调动钻机在我们的Kruh Block钻探2口背靠背生产井，即K-27井和K-28井，并已于2022年4月开始K-27井的钻探作业。K-27井于2022年5月9日达到总深度3,359英尺。2022年12月，K-27井进行水力压裂增产。该井目前生产38 BOPD。18口井计划中的第四口K-28于2022年6月22日开钻，于2022年7月14日达到总深度3,359英尺。由于意外遇到大量气体导致井筒不稳定，我们于2022年9月4日在1,230英尺处进行了侧钻，K-28ST井于2022年9月16日达到总深度3,475英尺。除了已探明的含油拉马特B砂外，还遇到了其他几个潜在的含油气储层。由于钻井引起的机械问题，K-28井的测试结果没有定论，截至本年度报告日期尚未导致任何生产。

 

在2023和2024年期间，我们集中精力与政府就5年的Kruh Block合同延期进行谈判，提供更高的利润分成。为最大限度地从修订后的合同条款中获益，地震采集和钻井等主要工作计划将在修订后的KSO合同条款生效后重新安排。同时，我作业组有效管控油藏和生产，最大限度减少下降。因此，我们在2024年平均每月生产约3774桶石油，而2023年约为每月4885桶，每年下降约22.74%。

 

2025年期间，在没有新开发钻探的情况下，平均产量继续下降。我们在2024年和2025年分别平均每月生产3,774桶和3,248桶石油。2025年实际产量比预测的每月产量2,581桶高出25.8%。2026年，月度产量增加，1月平均产量为3,751桶，2月为4,099桶，反映了油田作业和生产技术的改善。

 

2025年7月，我们宣布计划从2025年第四季度开始在我们63,778英亩的Kruh Block上连续钻两（2）口井。然而，这样的钻探计划被重新安排，两口新井中的第一口K-29预计将于2026年5月下旬开钻。新的钻探活动得到了先前宣布的勘探地震工作的支持，该工作由我们在2024年和2025年初进行，升级了我们的井场前景和钻探位置，以期最大限度地提高产量。K-29和WK-5这两口井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。这两口井的地表位置和地下地质已获得适用的政府实体SKK Migas和Pertamina的批准。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成拿地、物流、管状材料采购。

 

企业信息

 

我们的主要行政办公室位于JL的GIESMART PLAZA 7楼。Raya Pasar Minggu No. 17 A，Pancoran – Jakarta 12780 Indonesia。我们在这个地址的电话号码是+ 622126962888。我们在开曼群岛的注册办事处位于开曼群岛大开曼岛卡马纳湾Nexus Way 89号Ogier Global（Cayman）Limited。我们的网站位于www.indo-energy.com。我们网站所载的信息并未通过引用方式并入本报告，本报告中对我们网站的引用仅为非活动文本引用。

 

 

项目4a。未解决的工作人员评论

 

没有。

 

项目5。经营和财务审查及前景

 

以下关于我们的经营业绩和财务状况的讨论应与本年度报告中包含的合并财务报表和这些报表的相关附注一起阅读。本讨论包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于许多因素，包括“项目3”中所述的因素，实际结果可能与这些前瞻性陈述中的预期存在重大差异。关键信息– D.风险因素”。

 

如本年度报告其他部分所述，下文所列的所有股份金额和每股金额均已追溯列报，以反映于2019年11月8日实施的以一比零点三七五（1比0.375）股的比例通过股份合并我们已发行普通股的方式进行的反向股票分割。

 

业务概况

 

我们是一家专注于印尼市场的石油和天然气勘探和生产公司。除了卓越的运营，我们相信我们为道德、安全和企业社会责任实践设定了最高标准，以确保我们为社会增值。在拥有丰富石油和天然气经验的专业管理团队的带领下，我们寻求在任何时候发挥我们最好的专业知识，以确保可持续发展盈利和一体化的能源勘探和生产业务模式。

 

我们目前通过与政府的合同拥有一个油气生产区块（Kruh Block）和一个油气勘探区块（Citarum Block）的权利。我们可能会寻求收购或以其他方式获得额外石油和天然气生产资产的权利。

 

我们通过GWN生产石油，GWN是我们的间接全资子公司，根据与印度尼西亚国有石油和天然气公司Pertamina（“Pertamina”）的协议运营Kruh Block。我们的运营商Kruh Block此前在KSO下运行至2030年5月，介于GWN和Pertamina之间。Kruh Block占地258.1平方公里（63,778英亩），位于南苏门答腊岛巴利岛Pendopo西北16英里的陆上。2022年12月，我们开始与Pertamina就将我们对Kruh Block的合同延长五年进行谈判。自2023年8月9日起，GWN和Pertamina执行了修订后的KSO，将我们对Kruh Block的运营权的到期日移至2035年9月。此次延期有效地给了我们13年的时间来全面开发现有的三个油田，以及Kruh Block其他五个未开发的油气含气构造。此外，修订后的KSO将我们的税后利润分成从15%提高到35%，增幅超过100%，并将成本回收上限从80%提高到100%。

 

我们对Kruh KSO区块内的三个油田（Kruh、North Kruh和West Kruh）的储量估计基于两个主要来源：（i）2005年LEMIGAS（负责油气田勘探和生产技术开发及评估的政府油气研发中心）对Kruh、North Kruh和West Kruh油田进行的地质、地球物理和储层的综合研究，以及（ii）自2005年以来增加的储层和产量数据，特别是自2013年以来增加的8口新井。

 

LEMIGAS报告（2005）中的内容和储量由Pertamina批准。使用额外的储层和产量数据更新LEMIGAS报告的探明、概略和可能储量所使用的方法是基于SPE-PRMS（Society of Petroleum Engineers-Petroleum Resources Management System）和SEC指南的指南。

 

 

我们对已探明储量的估计是利用现有的地质和储层数据以及生产性能数据作出的。这些估算每年由内部水库工程师和Pertamina进行审查，并根据额外数据的需要进行修订。修订是由于（其中包括）开发计划、油藏性能、KSO有效期和政府限制等方面的变化。

 

Kruh Block的总经理Yudhi Setiawan先生、我们的顾问Denny Radjawane先生和我们的首席技术官Charlie Wu先生已审查了储量估算，以确保符合SEC的以下准则：（1）所采用的方法的适当性；（2）所依赖数据的充分性和质量；（3）储量估算过程的深度和彻底性；（4）储量分类与所使用的相关定义相适应；（5）储量估算数量的合理性。我们的首席业务发展官和首席执行官也审查了储备金的估计。

 

下表为我们编制储量估算的内部团队的个人资质：

 

						合计
储备金		大学				专业				专业经历领域（年）
估算 团队		度 专业		学位水平		经验 （年）				钻井和生产				石油工程				生产地质学				储量估算
吴查理		地球科学		博士。			47				12								35				24
弗兰斯·瓦蒂梅纳		石油工程		多发性硬化症。			36				21				15								6
丹尼·拉贾瓦内		地球物理学		多发性硬化症。			34				12								22				16
Fransiska Sitinjak		石油工程		多发性硬化症。			21				6				15								10
尤迪·塞蒂亚万		地质学		学士学位。			22				16				2				4				2
Oni Syahrial		地质学		学士学位。			18				2								16				10
胡安·钱德拉		地质学		学士学位。			19				2								17				11

 

储量估算团队的个人至少是以下专业协会之一的成员：美国石油地质学家协会（AAPG）、印度尼西亚地球物理学家协会（HAGI）、印度尼西亚地质学家协会（IAGI）、石油工程师协会（SPE）、印度尼西亚石油工程师协会（IATMI）和印度尼西亚石油协会（IPA）。

 

Citarum Block是一个勘探区块，初始面积3924.67平方公里（969,807亩），最终保留面积784.88平方公里（193,948亩）。该区块位于西爪哇省陆上，距离印尼首都雅加达以南仅16英里。

 

我们的Citarum PSC合同有效期至2048年7月，基于“毛分拆”制度，其中石油和天然气产量将在承包商和印度尼西亚政府之间根据（a）原油产量和（b）天然气产量方面的某些百分比进行分配。我们的份额将是基础分割份额加上可变和渐进部分。我们的原油基础拆分份额为43%，天然气基础拆分份额为48%。我们的份额百分比是根据可变（例如二氧化碳和硫化氢含量）和累进（例如原油和精炼天然气价格）成分确定的。

 

因此，根据我们的Citarum PSC合同，一旦Citarum开始生产，我们有权获得所生产天然气的至少65%，计算方法为基础分割的48%加上Citarum第一个开发计划（POD I）的5%的可变部分，这是使用当地含量的2%的可变部分，因为石油和天然气陆上服务大多对外国公司关闭或受到限制（如本年度报告其他部分的“印度尼西亚石油和天然气行业法律框架”中所述），以及增加10%的首个180 BSCF产量或3000万桶油当量，根据我们的经济模型，如果我们的勘探努力成功，那么到2025年才能实现180 BSCF的累计产量。

 

2018年年中，我们在西爪哇省确定了一个陆上开放区域，毗邻我们的Citarum Block。我们认为，这个地区，也被称为朗卡斯地区，由于其已探明的石油系统，拥有大量原油。为确认Rangkas地区的潜力，2018年7月，我们正式向MEMR的DGOG表示有兴趣在Rangkas地区进行联合研究，并于2018年11月5日获得批准启动我们在该地区的联合研究计划。Rangkas联合研究占地3,970平方公里（或981,008英亩），于2019年11月完成。DGOG接受了联合研究的完成，并询问IEC是否有兴趣进一步进行区块招标。研究结果提出了一种有效的油气聚集的石油系统。此外，有机会将Citarum和Rangkas的运营有效地整合在一起，我们决定于2019年12月向能源部（DGOG）发出一份利益声明函，因为我们打算通过直接招标程序为Rangkas签订PSC合同。我们将有权根据截至本报告日期尚未发生的投标过程的结果更改我们的报价，以匹配最佳报价。招标的时间表取决于DGOG的计划和时间表。

 

 

2022年12月，我们开始与Pertamina进行谈判，将我们对Kruh Block的合同延长五年。自2023年8月9日起，GWN和Pertamina执行了修订后的KSO，将我们对Kruh Block的运营权的到期日期移至2035年9月。此次延期有效地给了我们13年的时间全面开发现有的三个油田，以及Kruh Block其他五个未开发的油气含油构造。在修订后的KSO合同中，Pertamina获得5%的毛产量作为第一批生产（FTP）。GWN有权将剩余部分的100%用于成本回收。对于DMO责任，GWN在修订后的KSO中获得100%的ICP，而在原始KSO合同中则获得25%的ICP。此外，修订后的KSO将我们的税后利润分成从15%提高到35%，增幅超过100%，并将成本回收上限从80%提高到100%。

 

我们的收入和盈利潜力在很大程度上取决于Kruh Block的石油产量水平以及与国际原油价格相关的ICP。因此，影响我们2025年、2024年和2023年财务业绩的最大因素是原油价格的波动。截至2023年12月31日止年度，ICP减少至平均每桶77.61美元，较截至2022年12月31日止年度的ICP平均每桶96.94美元低19.94%，这侵蚀了我们公司2023年的财务表现。截至2024年12月31日止年度，ICP小幅下降至平均每桶76.48美元，截至2025年12月31日止年度，ICP进一步下降至每桶65.52美元。这种下降明显减少了我们的收入。

 

自2014年开始运营（然后通过我们的子公司WJ Energy）以来，自然资源行业经历了一场戏剧性的变化。在此期间，原油价格的低迷影响了我们的经营业绩、现金流、资本和探索性投资计划以及生产前景。持续较低的价格环境可能导致特定资产在未来期间发生减值或减记。2016年期间，油价危机触底，1月份的ICP仅为25.83美元/桶。由于价格如此之低，我们的运营经历了成本分析程序，以便通过确定各自的直接生产成本来确定我们在Kruh的每口生产井的经济极限。因此，我们在当年共关闭了6口BOPD产量低于10的油井。我们于2021年3月在Kruh Block开始了新的钻井作业。由于新冠疫情和政府许可程序，我们原先预计的钻探开始日期被推迟。第一口新井于2021年4月开钻，第二口井于2021年8月开始钻探。2021年底更新了储量估算。我们于2022年3月调动钻机在我们的Kruh Block钻探2口背靠背生产井，即K-27井和K-28井，并已于2022年4月开始K-27井的钻探作业，于2022年5月9日达到总深度3,359英尺。2022年12月，K-27井进行了一次水力压裂增产。该井目前生产38 BOPD。18口井计划中的第四口，K-28，于2022年6月22日开钻，于2022年7月14日达到总深度3,359英尺。由于意外遇到大量气体导致井筒不稳定，我们于9月4日在1,230英尺处进行了侧钻，K-28ST井于2022年9月16日达到总深度3,475英尺。除了已探明的含油拉马特B砂外，还遇到了其他几个潜在的含油气储层。试验结果无定论导致K-28井关井。在2024年和2025年完成地震采集、处理和解释后，又确定了四个额外的钻井位置，并将其纳入我们的钻井计划，我们计划在该计划中钻探四口新井。因此，我们继续计划在Kruh Block钻探总共18口新井，目前的估计是这将在2030年底完成（我们之前曾估计这一目标会在更早的时候完成，但正如本报告其他部分所讨论的，我们的勘探和钻探计划出现了延迟）。K-29和WK-5这两口新井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成征地、物流、管状材料采购等工作。两口新井中的第一口K-29井预计将于2026年5月下旬开钻。高质量的三维地震数据为额外的PUD（探明未开发）位置提供了有力支撑，预计将导致探明储量和概略储量的增加。

 

 

运营结果的关键组成部分

 

截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度

 

与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度的财务和经营业绩如下：

 

	●	石油总产量减少约13.94%，由截至2024年12月31日止年度的45,287桶降至2025年同期的38,973桶。2025年产量下降主要是由于储层能量的自然消耗，加上2025年钻井活动没有新的产量。与2024年相比，2025年油价进一步下降，也导致截至2025年12月31日止年度的收入和成本回收权利减少。探明、开发和生产储量（PDP）从2024年的163,779桶增加到2025年的222,609桶，这主要是由于未来产量的潜在增加。
	●	ICP由截至2024年12月31日止年度的平均价格76.48美元/桶下跌约14.33%至2025年同期的65.52美元/桶。与国际原油价格相关的ICP由MEMR确定。整个2025年，全球供应大于需求的情况下，原油呈现下跌趋势。在涉及伊朗的地缘政治紧张局势之前，全球石油市场经历了供应过剩，库存增加，原因是非OPEC +产油国的产量增长以及OPEC +国家之间更高的产量目标超过了全球石油需求的增长。这种产量增加，加上需求增长相对减弱，导致全球石油库存增加，原油价格相应下跌。继2022年7月从每桶100美元以上的水平下跌后，布伦特原油价格保持相对稳定，约为每桶80美元，除了在2023年9月临时上涨至93.72美元，当时沙特阿拉伯和俄罗斯延长了约130万桶/日的减产。2022年平均ICP为96.94美元，2023年为77.61美元，2024年为76.48美元，2025年进一步下降至65.52美元。涉及伊朗的地缘政治紧张局势，包括通过霍尔木兹海峡过境的潜在中断，可能会大大减少全球石油供应的供应。因此，油价可能会经历大幅波动。某些市场预测显示，油价可能在2026年第二季度增至每桶约115美元，随着过境条件正常化，到2026年第四季度将放缓至每桶约88美元；然而，这种预测存在很大的不确定性。
	●	收入从截至2024年12月31日止年度的2,667，508美元减少到2025年同期的2,0 12,543美元，减少了654,965美元，或约24.55%，主要是由于平均ICP和生产中的扣除额低于往年。
	●	与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的一般和行政费用减少至3,453，484美元，或约33.20%，主要是由于2025年没有进一步的股份报酬、办公费用、差旅费和专业服务费减少。
	●	与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的租赁经营费用金额略有减少187,475美元，或约6.78%。下调后的费率与上一年相比并无太大差异。经营费用的租赁减少主要是因为生产量下降和2025年没有新井开发。
	●	截至2025年12月31日止年度，我们产生了5099805美元的净亏损，而2024年同期的净亏损为6343541美元，净亏损减少是由于上述因素的综合影响。
	●	截至2025年12月31日止年度每桶石油的平均生产成本约为66.14美元，而截至2024年12月31日止年度为61.05美元。这些金额是根据根据FASB ASC主题932披露的生产成本计算的，不包括从价和遣散税。这一变化反映了约8.32%的增长，主要是由于上述因素。

 

 

截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度

 

与截至2023年12月31日止年度相比，截至2024年12月31日止年度的财务和经营业绩如下：

 

	●	石油总产量减少约22.74%，由截至2023年12月31日止年度的58,616桶降至截至2024年12月31日止年度的45,287桶。2024年产量下降主要是由于储层能量的自然消耗，加上2024年钻探活动没有新的产量。与2023年相比，2024年较低的油价也导致截至2024年12月31日止年度的收入和成本回收权利减少。探明、开发和生产储量（PDP）从2023年的335,191桶减少到2024年的163,779桶，主要是由于产量。
	●	ICP由截至2023年12月31日止年度的平均价格每桶77.61美元轻微下跌约1.46%至2024年同期的每桶76.48美元。与国际原油价格相关的ICP由MEMR确定。整个2024年，原油相对稳定，美国石油产量增加给原油价格带来下行压力。此外，2019年9月16日沙特阿拉伯关键能源装置遭到袭击、石油输出国组织（OPEC）宣布减产，以及美国对伊朗和委内瑞拉的制裁限制了这些国家的原油出口，这些增产可能限制了对价格的影响。这种产量增加伴随着需求增长的走弱，导致了库存的大量积累造成了原油价格的降低。自2022年7月油价在100美元以上下跌以来，除了2023年9月沙特和俄罗斯决定延长1.3MB/d的减产计划时飙升93.72美元外，布伦特原油价格在80美元附近保持相对稳定。2022年的平均ICP为96.94美元，而2023年的平均ICP为77.61美元，2024年的ICP不断下降至76.48美元。尽管正在进行的俄乌战争和以色列-哈马斯战争的区域冲突可能导致油价震荡至100美元上方，但我们预计，由于供需相对平衡，油价在2025年和2026年很可能会保持在目前每桶74美元左右的水平。
	●	收入从截至2023年12月31日止年度的3,525，454美元减少857,946美元，或约24.34%，至2024年同期的2,667，508美元，这主要是由于平均ICP略低和生产扣减比前几年大。
	●	与2023年同期相比，截至2024年12月31日止年度的一般和行政费用增加至5,170，103美元，或约53.51%，主要是由于支付基于股份的薪酬、办公费用和专业服务费用增加。
	●	与2023年同期相比，截至2024年12月31日止年度的租赁运营费用金额减少了185,911美元，或约6.30%，主要是由于2024年没有新的良好开发，生产力活动保持稳定。
	●	截至2024年12月31日止年度，我们产生净亏损6,343，541美元，而2023年同期净亏损为2,642，684美元，净亏损增加是由于上述因素的综合影响。
	●	截至2024年12月31日止年度每桶石油的平均生产成本约为61.05美元，而截至2023年12月31日止年度的平均生产成本为50.34美元，计算方法是使用根据FASB ASC主题932披露的生产成本，且仅不包括从价定税和遣散费，由于上述因素的综合影响，增幅为18.18%。

 

影响未来运营的趋势

 

对经营业绩影响最大的因素将是（i）原油和天然气的销售价格，以及（ii）我们拥有权益的油井或气井的产量。我们的收入还将受到其通过勘探和开发活动维持或增加石油或天然气产量的能力的显着影响。

 

 

预计现金流的主要来源将是生产和销售原油和天然气资本化财产，这些资产正在消耗。出售油气生产产生的现金流取决于生产的数量和生产所获得的价格。价格上涨将使我们能够在更大程度上利用内部产生的资金为运营融资，并可能使我们更容易或以更好的条件获得股权融资，并降低获得融资的难度。然而，价格上涨加剧了对石油和天然气前景的竞争，增加了勘探和开发成本，并且由于潜在的价格下跌，增加了在价格处于较高水平期间购买生产物业的相关风险。

 

自2022年7月油价在100美元以上下跌以来，布伦特油价一直相对稳定在70-80美元区间，除了2023年9月沙特和俄罗斯决定延长1.3mb/d的减产时飙升93.72美元。2022年的平均ICP为96.94美元，而2023年的平均ICP为77.61美元，2024年的ICP不断下降至76.48美元，并在2025年进一步下降至65.52美元。中东地区冲突始于2026年2月28日，世界主要石油中转瓶颈霍尔木兹海峡关闭，导致2026年3月油价震荡围绕103美元/桶。我们预计，基于随着海峡恢复和石油贸易流动调整，关闭的石油产量逐渐恢复的假设，油价在2026年第四季度极有可能保持在88美元/桶左右。

 

我们于2021年3月在Kruh Block开始了新的钻井作业。由于新冠疫情和政府许可程序，我们原先预计的钻探开始日期被推迟。第一口新井于2021年4月开钻，第二口井于2021年8月开工。2021年底更新了储量估算。第三口和第四口井K-27和K-28于2022年开钻。K-27在2023年6月的最高日产量为59桶石油。由于井下机械问题，K-28已被关闭。为进一步了解Kruh Block的油气潜力，我们想进行一次地震数据采集和处理。由于与政府就合同修订进行了漫长的谈判，地震项目被重新安排在2023年至2024年。2024年完成地震数据采集处理。于2025年完成解译和建模。高质量三维地震数据的结果有望为额外的PUD位置提供有力支撑，从而有望带来额外的探明储量和概略储量。在2024年和2025年完成地震采集、处理和解释工作后，又确定了四个额外的钻井位置，并将其纳入我们的钻井计划，届时我们计划钻探四口新井。因此，我们继续计划在Kruh Block钻探总共18口新井，目前的估计是，这将在2030年底完成（我们之前曾估计这一目标会在更早的时候完成，但正如本报告其他部分所讨论的，我们的勘探和钻探计划出现了延迟）。K-29和WK-5这两口新井代表了我们在West Kruh油田的首次新井钻探活动。2026年第一季度，K-29和WK-5均已完成拿地、物流、管状材料采购。两口新井中的第一口K-29井预计将于2026年5月下旬开钻。

 

近期中东冲突和霍尔木兹海峡关闭导致全球油价经历波动和不确定性加剧，导致全球油价自2026年2月以来大幅上涨。布伦特原油价格3月均价为103美元/桶，较2026年2月均价高出32美元/桶。这一趋势导致印尼原油价格（ICP）走高。2024年ICP价格区间在69.02美元至86.63美元/桶之间波动，平均76.48美元/桶。2025年ICP波动区间为59.78-74.74美元/桶，平均65.52美元/桶，较2024年ICP均值下降约14.33%。由于伊朗冲突，2026年前三个月的ICP呈现增长趋势。2026年2月ICP约为68.79美元/桶，较2026年1月ICP高出约6.8%。3月份，ICP大幅增长至每桶102.26美元。我们预计，2026年，油价将在每桶96美元左右。这将有助于我们为公司建立稳定的现金流，增强我们的流动性，并可能为我们提供更好的获得资本资源的途径。近年来，美国提议对从包括印尼在内的多个国家进口的范围广泛的商品征收多轮关税。美国已于2025年4月对美国从印尼进口的产品征收32%的关税，暂时暂停90天，以便进行谈判。在此期间，印尼已提议增加从美国的进口至多190亿美元，其中包括约100亿美元的能源采购，如原油和液化石油气。美国于2025年4月征收的关税可能在近期和长期内对石油价格和其他不利经济结果造成下行压力。截至2026年2月，美国和印度尼西亚签订了双边贸易协定，根据该协定，先前宣布的32%关税税率降低，一般上限约为19%，适用于大多数原产于印度尼西亚的商品，某些产品获得优惠或零关税待遇。虽然我们仅在印度尼西亚国内市场运营，并且由于我们没有从美国进口或出口到美国的产品，因此没有直接面临关税，但关税和贸易战造成的不稳定仍可能对我们的业务、财务状况、获得资本和经营业绩产生不利影响，从而影响我们持续经营的能力。见第5页“风险因素-我们的业务、财务状况和经营业绩可能受到征收关税、贸易政策变化、贸易战以及全球经济状况和能源价格波动的不利影响”。

 

除上述情况外，管理层并不知悉将对销售、收入或费用产生或合理预期将产生重大影响的任何其他趋势、事件或不确定性。

 

经营成果

 

下表列出了我们截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的合并经营报表中的某些细列项目：

 

		已结束的年度
		12月31日，				12月31日，				12月31日，
		2025				2024				2023
收入		$	2,012,543			$	2,667,508			$	3,525,454
租赁经营费用			2,577,483				2,764,958				2,950,869
折旧、损耗和摊销			559,925				665,187				702,217
一般和行政费用			3,453,484				5,170,103				3,368,029
其他收入（费用）总额，净额			(521,456	)			(410,801	)			852,977
所得税前亏损			(5,099,805	)			(6,343,541	)			(2,642,684	)
所得税拨备			-				-				-
净亏损		$	(5,099,805	)		$	(6,343,541	)		$	(2,642,684	)
离职后福利的精算收益			3,266				4,715				8,543
综合亏损总额		$	(5,096,539	)		$	(6,338,826	)		$	(2,634,141	)

 

 

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

 

收入

 

截至2025年12月31日止年度的总收入为2,012，543美元，而截至2024年12月31日止年度的总收入为2,667，508美元，减少了654,965美元，即24.55%，主要是由于石油产量减少，因为预计每年的产量将逐渐下降，以及石油价格下降。

 

租赁经营费用

 

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的租赁运营费用减少了187,475美元，即6.78%，主要是由于生产量下降以及2025年没有任何新开发的油井。

 

折旧、损耗和摊销（DD & A）

 

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的DD & A金额减少了105,262美元，或约15.82%，主要是由于2025年总估计探明储量增加和产量下降导致消耗费用减少。

 

一般和行政费用

 

与2024年同期相比，截至2025年12月31日止年度的一般和行政费用减少至3,453，484美元或约33.20%，原因是该年度没有基于股份的薪酬，办公费用、差旅费和专业服务费减少。

 

其他费用总额，净额

 

有其他费用，截至2025年12月31日止年度净额为521,456美元，而2024年同期其他费用净额为410,801美元。数目增加主要由于其他应收款项备抵增加及认股权证负债公允价值变动减少。截至2025年止年度的汇兑收益为78,467美元，而2024年的汇兑损失为116,107美元。

 

净亏损

 

截至2025年12月31日止年度，我们的净亏损为5,099，805美元，而2024年同期为6,343，541美元，亏损减少是由于上述因素的综合影响。

 

截至2024年12月31日止年度与截至2023年12月31日止年度比较

 

收入

 

截至2024年12月31日止年度的总收入为2,667，508美元，而截至2023年12月31日止年度的总收入为3,525，454美元，减少857,946美元或24.34%，主要是由于2024年初K-27井所需的过度油井服务导致石油产量减少。

 

租赁经营费用

 

与2023年同期相比，截至2024年12月31日止年度的租赁运营费用减少了185,911美元，降幅为6.30%，这主要是由于稳定的生产力活动以及2024年没有开发新井。

 

折旧、损耗和摊销（DD & A）

 

与2023年同期相比，截至2024年12月31日止年度的DDD & A金额减少了37,030美元，或约9.80%，主要是由于2024年总估计探明储量增加和产量下降导致消耗费用减少。

 

一般和行政费用

 

与2023年同期相比，截至2024年12月31日止年度的一般和行政费用增加至5,170，103美元或约53.51%，原因是基于股份的薪酬、办公费用和专业服务费大幅增加。

 

其他收入（费用）总额，净额

 

有其他费用，截至2024年12月31日止年度净额410,801美元，而2023年同期其他收入净额为852,977美元。减少的主要原因是汇率损失增加252,894美元，以及年末股价较2023年下跌导致认股权证负债公允价值变动减少1,004，134美元。

 

净亏损

 

截至2024年12月31日止年度，我们的净亏损为6,343，541美元，而2023年同期为2,642，684美元，亏损增加是由于上述因素的综合影响。

 

 

关键会计估计

 

我们影响财务状况和经营业绩的会计政策在截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度的合并财务报表中有更全面的描述，包括在本年度报告的其他地方。编制这些合并财务报表需要我们在选择计算会计估计的适当假设时作出判断，这些假设固有地包含一定程度的不确定性。我们的估计基于历史经验和我们认为在当时情况下合理的各种其他假设，其结果构成对资产和负债的账面价值以及从其他来源不易看出的收入和费用的报告金额作出判断的基础。在不同的假设或条件下，实际结果可能与这些估计不同。出于我们的重要会计估计，这些估计载于附注2 —本年度报告其他地方所载的我们的综合财务报表的重要会计政策摘要，因为这需要管理层的最高程度的判断、估计和假设。我们认为，在以下情况下，会计估计至关重要：（i）会计估计要求我们对作出会计估计时高度不确定的事项作出假设，以及（ii）各期间合理可能发生的估计变化或使用我们在当期合理可能使用的不同估计，将对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。管理层确定不存在关键会计估计。

 

 

最近的会计公告

 

最近通过的与我们相关的会计公告清单载于本年度报告其他部分的附注2-我们合并财务报表的重要会计政策摘要。

 

流动性和资本资源

 

我们的合并财务报表是以持续经营为基础编制的，其中考虑了在正常经营过程中变现资产和清算负债。

 

正如我们的合并财务报表所反映的，截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们分别蒙受了5099805美元、6343541美元和2642684美元的净亏损。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们的经营活动现金流分别为负5,434，852美元、3,087，099美元和2,978，919美元。截至2025年12月31日，我们的累计赤字为51,026，783美元。截至2025年12月31日，我们的现金余额为5,459，309美元，营运资金余额为6,035，883美元，但可能不足以为其自本报告所载财务报表发布之日起未来十二个月的计划运营和合同义务提供资金。这些情况表明，对我们持续经营的能力存在重大怀疑。

 

我们在必要时主要通过运营现金流和权益工具融资收益为运营提供资金。

 

自2024年3月起，我们逐步注册和修订我们的证券发行，以便利通过我们的ATM协议筹集资金，经修订：

 

	●	2024年3月22日，我们提交了新的F-3注册声明（2024年5月31日生效）。这包括一份价值9600000美元的各类证券基本招股说明书，以及一份经ATM第1号修正案修订的ATM协议下出售高达4267,622美元普通股的招股说明书补充文件。
	●	在2024年12月18日、2025年6月17日、2026年2月5日和2026年4月27日，我们提交了ATM招股说明书补充文件，以提高我们的ATM发行限额。由于这些限制，截至2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日，美国可供出售的总额分别约为3863045美元、3219305美元、7922577美元和14171399美元。根据ATM招股说明书补充资料，我们分别注册了价值高达3850000美元、3200000美元、7900000美元和14100000美元的普通股，其中包括价值分别为906305美元、988美元、637美元和5823779美元的ATM招股说明书补充资料中在2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日之前未售出的普通股。

 

截至年度报告发布之日，我们已从ATM发行中累计筹集了1780万美元，ATM发行下还有1410万美元可用。

 

截至2026年4月27日，我们有大约480万美元的现金，这些现金存放在金融机构，在提取或使用方面不受限制。我们打算通过实施管理层的补救计划，包括提高运营效率、降低成本以及债务和股权融资的组合，来缓解实质性怀疑的条件，并满足自经审计的综合财务报表发布之日起未来12个月的现金需求。我们计划及时收回应收账款，并按照现金管理计划安排付款时间表。

 

如果我们未能实现这些目标，我们很可能需要额外的融资来执行我们的商业计划。如果需要额外融资，我们可能会寻求通过我们的ATM计划筹集资金。然而，我们可能无法及时、以可接受的条件或根本无法获得必要的额外资本，因为我们可能会因不利的市场价格而选择不使用ATM设施，或发现在需要时无法获得此类资金。

 

如果无法从任何来源获得融资来源，或者我们未能成功提高毛利率和减少经营亏损，我们可能无法实施我们目前的扩张计划、偿还债务或应对竞争压力，其中任何一项都将对我们的业务、前景、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

我们以持续经营为基础编制了合并财务报表。然而，无法保证上述措施能够按计划实现。合并财务报表不包括这种不确定性结果可能导致的任何调整。如果我们无法持续经营，我们可能不得不清算我们的资产，并可能获得低于这些资产在财务报表上的价值。

 

 

现金流

 

下表列出了我们截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度现金流量表的某些历史信息：

 

		已结束的年度
		12月31日，				12月31日，				12月31日，
		2025				2024				2023
经营活动使用的现金净额		$	(5,434,852	)		$	(3,087,099	)		$	(2,978,919	)
投资活动所用现金净额			(244,021	)			(2,821,110	)			(419,459	)
筹资活动提供的现金净额			6,564,186				8,405,018				-
汇率变动对现金和限制性现金的影响			-				-				-
现金和受限制现金净变动		$	885,313			$	2,496,809			$	(3,398,378	)
年初现金及受限制现金			6,493,996				3,997,187				7,395,565
年末现金及受限制现金		$	7,379,309			$	6,493,996			$	3,997,187

 

截至2025年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较

 

经营活动

 

截至2025年12月31日止年度，经营活动使用现金约544万美元，而2024年同期为309万美元，增加约235万美元，增幅约为76.13%，主要是由于预付款和其他流动资产的变化。

 

投资活动

 

截至2025年12月31日止年度用于投资活动的现金净额约为0.24亿美元，而截至2024年12月31日止年度约为282万美元。大幅减少的主要原因是勘探开发支出支付的现金减少。

 

融资活动

 

截至2025年12月31日止年度从融资活动收到的现金净额约为656万美元，而截至2024年12月31日止年度为840万美元。所有融资活动的资金流入都是通过我们的ATM产品产生的。

 

截至2024年12月31日止年度与截至2023年12月31日止年度比较

 

经营活动

 

截至2024年12月31日止年度，经营活动使用现金约309万美元，2023年为298万美元，增加约0.11万美元或约3.63%，主要是由于经营费用增加。

 

投资活动

 

截至2024年12月31日止年度用于投资活动的现金净额约为282万美元，而截至2023年12月31日止年度约为42万美元。增长幅度较大主要是2024年三维地震研究费用导致钻井支出或现有油井支付的现金增加。

 

 

融资活动

 

截至2024年12月31日止年度，从融资活动收到的现金净额约为841万美元，而截至2023年12月31日止年度为0美元。这一增长是由于该公司的ATM产品。

 

通过我们的公司组织转移资金

 

关于现金资金如何从我们公司转移到WJ Energy并随后转移到我们在印度尼西亚的运营子公司，这种转移以股东贷款的形式进行，以资助我们运营子公司的资本、运营以及一般和行政支出。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度：（i）从美国转移至WJ Energy的现金总额分别为2,985，308美元和3,407，895美元，以及（ii）从WJ Energy转移至我们运营子公司的现金总额分别为2,985，308美元和3,326，894美元。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度：（i）从美国转移至WJ Energy的现金总额分别为3,566，699美元和3,326，895美元，以及（ii）从WJ Energy转移至我们运营子公司的现金总额分别为3,486，071美元和8,675，000美元。上述所有交易均通过各自公司在印度尼西亚拥有的银行账户进行。我们的母公司WJ Energy和我们的运营子公司各自在印度尼西亚持有银行账户，以尽量减少国际或跨境现金转移。

 

迄今为止，我们的运营子公司没有向WJ Energy进行任何股息或分配，WJ Energy也没有向我们公司进行任何股息或分配。虽然截至本年度报告日期，我们向股东（包括公众股东）支付股息的可能性很小，但我们不知道有任何香港或其他外汇限制或任何限制损害（i）我们向股东分配收益的能力，（ii）WJ Energy向我们的母公司进行分配的能力，或（iii）我们的运营子公司向WJ Energy进行分配的能力。

 

研究与开发

 

预计未来可能产生经济利益的开发成本，可以作为无形资产予以资本化。所有其他研发支出在发生时确认为费用。截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，公司并无进行研发活动，亦不依赖任何专利或许可。

 

趋势信息

 

除本年度报告其他地方所披露的情况外，我们并不知悉截至2025年12月31日止年度的任何趋势、不确定性、要求、承诺或事件有合理可能对我们的总收入、收入、盈利能力、流动性或资本资源产生重大不利影响，或将导致所披露的财务信息不一定表明未来的经营业绩或财务状况。

 

项目6。董事、高级管理层和员工

 

董事和执行官

 

下表列出了截至本年度报告日期有关我们的执行官和董事的信息。

 

姓名		年龄		职位/职称
Wirawan Jusuf博士		40		董事、董事会主席兼首席执行官
Frank C. Ingriselli		71		总裁
正新“查理”吴		73		首席技术官，前任首席运营官
Mirza F. Said		60		首席运营官兼董事，前任首席业务发展官
James J. Huang		39		首席投资官兼董事
Gregory L. Overholtzer		69		首席财务官
莫赫塔尔·胡赛因		68		独立董事
Benny Dharmawan		43		独立董事
艾哈迈德·法图拉赫曼		34		独立董事
Michael L. Peterson		64		独立董事

 

Wirawan Jusuf博士是我们公司的联合创始人、首席执行官兼董事会主席，自2014年起担任WJ Energy的首席执行官。自2015年起，Jusuf博士还担任PT的联合创始人和专员。Asiabeef BioFarm Indonesia，印度尼西亚一家完全整合和可持续的牛业务公司。Jusuf博士还担任Maderic Holding Limited的董事，该公司是一家私人投资公司，也是我们最大的股东，他于2014年创立了该公司。Jusuf博士开始了他的职业生涯，当时他与人共同创立并担任PT的董事。Wican Indonesia Energi，一家石油和天然气服务公司，2012年至2014年。Jusuf博士拥有印度尼西亚雅加达Tarumanagara大学的医学学位、印度尼西亚Jogjakarta Gadjah Mada大学的公共卫生硕士（MPH），以及2026年1月Gadjah Mada大学的领导力和政策创新博士学位。我们认为，Jusuf博士由于在业务发展、政府关系和战略规划方面的强大资历，有资格在我们公司任职。

 

 

Frank C. Ingriselli自2019年2月起担任本公司总裁。Ingriselli先生在能源行业拥有超过45年的经验，是一位经验丰富的领导者和企业家，在不同的地理位置、商业环境和政治环境中拥有广泛的勘探和生产经验。从2005年到2018年，Ingriselli先生是PEDEVCO公司和太平洋亚洲石油公司的创始人、总裁、首席执行官和董事长，这两家能源公司现在或曾经在NYSE American上市。在创立这两家公司之前，从1979年到2001年，Ingriselli先生曾在德士古公司担任多个高级管理职位，涉及勘探和生产、电力和天然气运营、并购活动、管道运营和企业发展。Ingriselli先生在Texaco担任的职务包括Texaco Technology Ventures总裁、Timan Pechora公司（由Texaco、Exxon、Amoco、Norsk Hydro和Lukoil的附属公司拥有）总裁兼首席执行官，以及Texaco国际业务总裁，在那里他指导了Texaco在勘探和开发方面的全球举措。在德士古期间，英格里塞利先生除其他活动外，领导了德士古在中国、俄罗斯、澳大利亚、印度、委内瑞拉和许多其他国家的勘探和开发举措。Ingriselli先生于2019年至2022年担任NXT Energy Solutions Inc.（TSX：SFD；OTC QB：NSFDF）董事会的独立成员，同时也是欧亚基金会董事会成员，并且是慈善公共基金会Brightening Lives Foundation，Inc.的创始人和主席。从2016年到2018年，Ingriselli先生创立并担任Blackhawk Energy Ventures Inc.的总裁兼首席执行官，该公司致力于收购美国的石油和天然气资产用于开发目的。Ingriselli先生还曾于2022年2月至2023年10月担任Trio Petroleum Corp.（NYSE American：TPET）（“Trio Petroleum”）的首席执行官，该公司是一家在加利福尼亚州开发资产的公司，并于2022年2月至2023年12月担任Trio Petroleum的副董事长兼董事，并担任Lafayette Energy（一家在路易斯安那州开发资产的私营公司）的董事会成员。Ingriselli先生于1975年毕业于波士顿大学，获得工商管理学士学位。他还于1977年获得纽约大学金融学和国际金融学的工商管理硕士学位，并于1979年获得福特汉姆大学法学院的法学博士学位。

 

Chia Hsin（Charlie）Wu博士自2024年1月起担任我们的首席技术官，此前自2018年起担任我们的首席运营官。吴博士是一位高素质和公认的石油和天然气行业资深人士，拥有超过40年的经验。吴博士在过去15年中负责为印尼3家独立的石油和天然气公司建立和领导上游勘探和生产团队。在加入我们公司之前，自2017年以来，吴博士一直担任PT的首席技术官。Pandawa Prima Lestari，一家在加里曼丹经营PSC区块的石油和天然气公司，也是一家独立的石油和天然气顾问。吴博士此前曾担任PT的运营总监和首席运营官。Sugih Energy TBK，一家油气勘探和生产公司，2013年至2016年在苏门答腊岛中南部拥有4个PSC区块。从2010年到2013年，吴博士担任Pacific Oil & Gas Indonesia的总裁兼董事，该公司是一家石油和天然气公司，在北苏门答腊省运营2个PSC区块，在亚齐省运营1个KSO区块。在2010年之前，吴博士曾在Petroselat Ltd.担任高级总裁兼总经理，该公司在2000年至2010年期间担任中苏门答腊岛勘探和生产PSC区块的运营商，并在2003年至2010年期间同时担任International Mineral Resources Inc的首席运营官。从1999年到2000年，吴博士担任EMP Kondur Petroleum的勘探顾问，该公司是一家石油公司，在中苏门答腊经营生产PSC。从1981年到1999年，吴博士曾在Atlantic Richfield Company（ARCO，现公认为BP Plc）担任过多种国际职务。吴博士曾于1996年至1999年在印度尼西亚雅加达担任地质专家一职。从1990年到1995年，Wu博士在德克萨斯州普莱诺的ARCO组织担任新的创业地质学家。从1985年到1990年，Wu博士在印度尼西亚雅加达的ARCO组织担任勘探协调员。吴博士于1983-1985年开始在ARCO工作，担任德克萨斯州普莱诺的一名勘探师，在此期间，他因向世界各地的工作人员提供地球史和盆地建模方面的培训以及随后的勘探成功而获得了ARCO副总裁级的“勘探卓越奖”。1979-1981年，吴博士在核心实验室公司担任石油物理主管。吴博士的职业生涯始于1979年在俄克拉荷马大学美国能源部担任研究专家。吴博士于2000年在德蒙特福特大学完成了工商管理研究生文凭，并于1991年在得克萨斯大学获得了地球科学博士学位。他还于1979年在托莱多大学完成了地质学理学硕士学位。毕业前，吴博士于1975年在国立台湾大学取得地质学理学学士学位。吴博士曾在1995年至2000年期间担任得克萨斯大学达拉斯分校兼职副教授，自2006年起担任印尼大学讲师。吴博士自1979年以来也是美国石油地质学家协会（AAPG）的成员。

 

 

Mirza F. Said自2024年1月起担任首席运营官，自2018年起担任我司董事，我司子公司PT首席执行官。绿色世界Nusantara自2014年起，PT Harvel Nusantara Energi自2015年起，PT Hutama Wiranusa Energi自2018年起。赛义德先生还在2019年2月至2024年1月期间担任我们的首席业务发展官。从2012年到2014年，Said先生曾担任PT的总裁董事。Humpuss Patragas，以及PT的专员。Humpuss Trading和PT。Humpuss Wajo Energi同步。所有这些公司都是PT的子公司。Humpuss，一家印尼控股公司，专注于能源业务，包括上游、运输和炼油活动。2010年至2012年，Said先生担任太平洋石油天然气公司高级业务发展和对外关系经理。从2007年到2010年，Said先生共同创立了PT。Corpora Hydrocarbon Asian，一家私营石油和天然气投资公司，并担任该组织的运营专家。在担任PT首席运营官之前。Indelberg Indonesia于2006年至2007年期间，Said先生于2004年至2006年期间担任Akar Golindo Group的公司运营总监。从2001年到2004年，Said先生是BP Indonesia的Kangean资产的项目成本控制员和分析师。1997年至1999年，他担任JOB Pertamina Western Madura Pty Ltd.的运营经理，该公司是Citiview Corporation Ltd（一家澳大利亚石油和天然气公司）和Pertamina（印度尼西亚国有石油和天然气公司）的联合运营公司，在东爪哇省Madura运营一个区块。Said先生的职业生涯始于PT的高级钻井工程师。印尼私营石油和天然气公司Humpuss Patragas是PT的子公司。Humpuss，曾于1991年至1997年运营东爪哇省Cepu Block（他后来于2012年重返该组织，并同时担任两个高级管理职位）。Said先生在澳大利亚珀斯的科廷科技大学获得工程管理硕士学位，并在印度尼西亚理工学院完成了化学工程学士学位。Said先生拥有印尼石油协会（IPA）和印尼石油工程师协会（IATMI）的专业会员资格。我们认为，由于Said先生的教育和专业经验，包括在能源和基础设施领域的成就和专业知识，他有资格在我们公司任职。

 

James J. Huang是联合创始人，自公司成立以来一直担任我们公司的首席投资官和董事，自2014年起担任WJ Energy的首席投资官。黄先生与他人共同创立并担任Asiabeef Group Limited的董事，该公司是一家完全整合和可持续的牛业务公司，也是PT的控股公司。Asiabeef BioFarm Indonesia，自2015年起。黄先生创立并担任PT的董事。HFI International Consulting，一家印尼商业咨询公司，自2014年起。黄先生之前是PT的董事。BioFarm Plantation，一家牛贸易公司，2013年至2015年。2010年至2013年，黄先生创立HFI IND并担任董事。imp. e exp. Ltd.，一家在巴西提供综合安全和监控解决方案的信息技术公司。黄先生的职业生涯始于2008年，当时他在巴西圣保罗的Barbosa，M ü ssnich & Arag ã o公司实习，从事公司法和税务咨询工作。黄先生持有特许金融分析师^®（CFA）指定，并拥有巴西律师协会（OAB/SP）的律师专业执照。黄先生在巴西Funda çã o Get ú lio Vargas的Escola de Direito de S ã o Paulo获得法律学士学位，此前也在Funda çã o Get ú lio Vargas参加了Escola de Administra çã o de Empresas de S ã o Paulo的双学位商业管理课程。我们认为，由于黄先生在财务、法律事务、业务管理和战略规划方面的专长，他有资格在我们公司任职。

 

Gregory L. Overholtzer自2019年2月起担任our 首席财务官。Overholtzer先生是一位经验丰富的上市公司财务官，包括在能源领域。Overholtzer先生自2022年2月起在Trio Corporation担任兼职首席财务官。此外，自2019年11月起，Overholtzer先生担任Ravix Consulting Group的咨询总监。从2018年12月到2019年11月，Overholtzer先生担任Resources Global Professionals的现场顾问。Overholtzer先生于2012年1月至2018年12月期间担任PEDEVCO公司首席财务官。从2011年到2012年，Overholtzer先生担任Accretive Solutions的高级董事和现场顾问，他曾在首席财务官和财务总监级别为多家公司提供咨询。Overholtzer先生于2008年至2011年担任Omni-ID USA Inc.的首席财务官。Overholtzer先生曾于2006年至2008年担任Genitope Corporation的公司控制人，并于2005年至2006年担任Stratex Inc.的公司控制人。Overholtzer先生于1998年至2005年担任Polymer Technology Group的首席财务官和财务副总裁。1997年至1998年，他在TeleSensory Corporation担任首席财务官兼财务副总裁。Overholtzer先生曾于1994年至1997年在Giga-tronics Inc.担任首席财务官、财务副总裁和公司秘书等职务。Overholtzer先生还曾于1982年至1994年在BOC Group London的一个部门Airco Coating Tech.担任多个职位，其中包括高级财务分析师、总会计经理、财务和行政副总裁。在其职业生涯的早期，Overholtzer先生还曾于1984年至1987年和1989年至1991年在金门大学担任管理会计MBA课程讲师。Overholtzer先生在加州大学伯克利分校获得了MBA学位，专注于金融和会计，并以Beta Sigma荣誉毕业。在攻读研究生之前，Overholtzer先生在加州大学伯克利分校获得了动物学学士学位，并以大学荣誉毕业。

 

 

Mochtar Husein自2018年10月起担任我公司董事。2013年至2018年，Husein先生担任MEMR监察长。2014年至2018年，Husein先生还担任PT的专员。Timah（Persero）Tbk，印尼国有企业，从事锡矿开采，在印尼证券交易所上市。2012年，Husein先生担任印度尼西亚政府机构公共福利和国防与安全监督主任，2009年至2012年，他担任印度尼西亚国家金融与发展监督委员会（称为BPKP）驻中爪哇省代表处负责人。2005年至2009年，他在BPKP担任财政和投资监督主任，2004年期间，他担任BPKP驻楠榜省代表处负责人。2000年至2004年，Husein先生在雅加达担任印度尼西亚国家和地区所有企业监管负责人。1997年至2000年，Husein先生兼任东努沙登加拉省印度尼西亚国家和地区所有企业监管负责人以及燃料和非燃料分配监管科科长。Husein先生于1993年开始其职业生涯，担任明古鲁省服务、交易和金融机构监管科科长，并在BPKP担任一系列高级职位，直至2012年。Husein先生持有法证审计员证书。他在东爪哇省玛琅布拉维贾亚大学获得经济学学士学位。我们认为，由于Husein先生在调查审计、合规和公司治理方面的专长，他有资格担任我们公司的董事。

 

Benny Dharmawan自2018年10月起担任我公司董事。自2006年以来，继此前在澳大利亚、英国和美国的国际经历之后，Dharmawan先生担任GIGA Carbon Neutrality Inc.的首席合规官，该公司是一家加拿大注册私营公司，总部位于伦敦，在纽约和北京设有办事处，主要从事制造和销售将氢燃料电池与电动电池相结合的零排放商用车辆和设备。Dharmawan先生还曾担任PT的董事。Panasia Indo Resources Tbk.，一家控股公司，主要通过其子公司从事纱线制造和合成纤维，以及采矿部门。自2015年以来，Dharmawan先生一直担任PT的财务总监。印尼中爪哇省一家完全一体化的水泥生产商Sinar Tambang Arthalestari。从2007年到2015年，Dharmawan先生在麦格理集团担任一系列高级职位，麦格理集团是一家全球银行、咨询、交易、资产管理和零售金融服务提供商，总部设在纽约、伦敦和悉尼。Dharmawan先生在澳大利亚麦格理大学获得商学学士学位，在澳大利亚卡普兰获得Applied Finance和投资硕士学位，并在印度尼西亚Gadjah Mada大学获得MBA学位。我们认为Dharmawan先生有资格担任我们公司的董事是由于他之前的国际专业成就，特别是他在风险管理、合规、金融市场、业务管理以及战略和战术规划方面的专长。

 

Ahmad Fathurachman自2024年1月起担任本公司董事。Fathurachman先生是一名石油和天然气专业人士，拥有电气和仪器仪表（“E & I”）工程方面的多方面技能。自2022年8月起，Fathurachman先生担任全球油田服务公司威德福国际（“威德福”）在印度尼西亚的顾问。在担任此职务之前，他曾在威德福担任多个职位，先是在2018年3月至2020年6月期间担任生产业务部门的项目经理，后来在2020年6月至2022年8月期间担任项目开发和产品销售的高级项目经理。2022年10月至2023年6月期间，他在Deleum Oilfield Services担任业务发展专家，该公司是一家在东南亚从事油气化工业务的油田服务公司。2016年10月至2018年2月期间，他在PT担任E & I系统工程师。Wifgasindo Dinamika Instrument Engineering，一家印度尼西亚工程、采购、施工和安装公司，2016年1月至2016年9月期间，他在PT担任E & I系统工程师。Mangunkerta Nusantara，印尼E & I系统集成商公司。2014年1月至2015年12月，任Matrik Engineering（J.V PT。Kota Minyak Internusa），印尼一家E & I制造公司。Fathurachman先生于2013年在印度尼西亚的Universitas Jenderal Achmad Yani获得电气工程学士学位。我们认为Fathurachman先生有资格担任我们公司的董事，这是由于他在重油生产的实施和优化方面的专业知识，特别是对印尼油田数字化解决方案和项目执行的深刻理解。

 

 

Michael L. Peterson自2021年1月起担任我公司董事。Peterson先生自2025年4月起担任Wellgistics（NASDAQ：WGRX）的董事和审计委员会主席，该公司是一家以制药和医疗保健服务为中心的现有和未来计划运营公司的控股公司。自2022年5月起，Peterson先生担任石油和天然气开发公司Lafayette Energy Corp.的董事和首席执行官。Peterson先生自2021年9月起担任Ocean Biomedical Inc.（纳斯达克股票代码：OCEA）的董事，自2024年10月起担任OCEA的审计委员会主席。在2023年10月至2024年7月期间，Peterson先生担任总裁兼首席执行官，并在2022年7月至2024年7月期间担任Trio Petroleum Corp.（NYSE American：TPET）的董事会成员，该公司是一家资产位于加利福尼亚州的石油和天然气公司。在2020年12月至2023年6月期间，Peterson先生担任Nevo Motors，Inc.（前身为Nevo Energy，Inc.）的总裁，该公司成立的目的是为重型电动汽车市场商业化增程器发电机技术。在2018年6月至2021年6月期间，彼得森先生在台湾台北担任耶稣基督后期圣徒教会台北台湾传道会会长。2023年1月至2024年5月，Peterson先生担任Scienture Holdings，Inc（NASDAQ：SCNX）（前身为Trxade Group, Inc.）的独立董事，该公司是一家主要从事医药B2B技术的纳斯达克上市公司。2016年8月至2021年5月，他担任SCNX的董事。2011年至2018年，Peterson先生曾在PEDEVCO Corp.（NYSE American：PED）担任多个执行官职务并担任董事，该公司是一家主要在美国从事石油和天然气页岩气田收购、勘探、开发和生产的上市公司。这些执行官职位包括首席执行官、总裁、首席财务官和执行副总裁。Peterson先生此前曾担任主要从事石油和天然气开发的公司Blast Energy（Pacific Energy Development的前身）的临时总裁兼首席执行官（2009年6月至2011年12月）和董事（2008年5月至2011年12月）、总部位于加利福尼亚州库比蒂诺的全球先进生物燃料和可再生商品化学品公司（AMTX.OB）的董事（2006年5月至2012年7月）以及库比蒂诺公司Nevo Energy，Inc.（“NEVE”，前身为Solargen Energy，Inc.）的董事长兼首席执行官，2008年12月至2012年7月，位于加利福尼亚州的公用事业规模太阳能发电场开发商。Peterson先生在万豪酒店管理学院获得工商管理硕士学位，在杨百翰大学获得统计/计算机科学学士学位。Peterson先生有资格担任我们公司的董事，这是由于他在管理、运营和发展公共和私营公司方面的经验，特别是那些活跃在能源行业的公司。

 

家庭关系和利益冲突

 

我们的任何官员和董事之间都没有家庭关系。我们并不知悉因我们业务的管理和运营而产生的与我们的高级职员和董事有关的任何利益冲突。

 

董事会和委员会

 

一般

 

我们的董事会由七（7）名董事组成。我们董事会的大多数成员（即Mochtar Husein、Benny Dharmawan、Ahmad Fathurachman和Michael L. Peterson）都是独立的，因为这个词是由NYSE American定义的。

 

董事可藉普通决议或由董事委任。每名董事须获委任，任期于公司下届股东周年大会届满。在任何该等股东周年大会上，我们的董事将以普通决议选出。

 

我们没有首席独立董事，我们预计也不会有首席独立董事。我们的董事会作为一个整体在我们的风险监督中发挥着关键作用。我们的董事会作出与我们公司有关的一切决定。我们认为，让我们所有的董事参与和投入风险监督事务是适当的。

 

 

董事会委员会

 

我们的董事会下设三个常设委员会：审计委员会、薪酬委员会和提名与公司治理委员会。每个委员会有三名成员，每个成员都是独立的，因为这个词是由《纽约证券交易所美国人》定义的。

 

审计委员会负责监督我们公司的会计和财务报告流程以及对我们公司财务报表的审计，包括对我们独立审计师工作的任命、薪酬和监督。

 

薪酬委员会审查并就我们对高级职员的薪酬政策和所有形式的薪酬向董事会提出建议，还管理并有权根据我们的激励薪酬计划和基于股权的计划进行授予。

 

提名和公司治理委员会负责评估我们董事会的绩效，就董事的提名或选举以及其他治理问题考虑并向我们的董事会提出建议。提名和公司治理委员会在提名董事时将考虑意见和经验的多样性。

 

审计委员会、薪酬委员会和提名及公司治理委员会的成员如下。根据NYSE American的规则，所有这些成员都将有资格成为独立成员。

 

董事		审计 委员会				Compensation 委员会				提名和 企业 治理 委员会
Michael L. Peterson（3）			(2	)			—				—
艾哈迈德·法图拉赫曼			—				(1	)			(2	)
Benny Dharmawan			(1	)			(2	)			(1	)
莫赫塔尔·胡赛因			(1	)			(1	)			—

 

(1)	委员会委员
(2)	委员会主席
(3)	审计委员会财务专家

 

董事的职责

 

根据开曼群岛法律，董事对公司负有三种责任：（a）法定责任，（b）信托责任，以及（iii）普通法责任。《公司法》对董事规定了多项法定职责。开曼群岛董事的受托责任未被编纂，但开曼群岛法院认为，董事负有以下受托责任：（a）有义务以董事认为符合公司最佳利益的方式行事；（b）有义务为其被授予的目的行使其权力；（c）有义务避免在未来束缚其酌处权；（d）有义务避免利益冲突和职责冲突。董事所负的普通法义务是指以合理预期的技能、谨慎和勤勉行事的人，履行与该董事就公司所履行的职能相同的职能，以及以与他们所拥有的任何特定技能相称的谨慎标准行事的技能、谨慎和勤勉，这使他们能够达到比没有这些技能的董事更高的标准。在履行对我们的注意义务时，我们的董事必须确保遵守我们经修订的公司章程，并不时予以修订和重述（我们的“公司章程”）。如果我们的任何董事所欠的义务被违反，我们有权寻求损害赔偿。

 

有兴趣的交易

 

任何董事作为董事，不得就其拥有权益的任何合约、交易、安排或建议（连同任何与其有关的人的任何权益）投重大权益（否则则凭藉其在公司的股份或债权证或其他证券中的直接或间接权益，或以其他方式在公司或通过公司），而如他这样做，则他的投票不会被计算在内，亦不会就该等权益计算在出席会议的法定人数内，但（在没有下文所述以外的其他重大利益的情况下）这些禁止均不适用于：（a）提供任何担保，（i）他或任何其他人为公司或其任何附属公司的利益而借出的款项或招致的债务；或（ii）公司或其任何附属公司的全部或部分由董事本人承担责任的债务或债务（b）凡公司或其任何附属公司根据担保或弥偿单独或与他人共同提供或以提供担保的方式提供证券，而该等证券的要约由董事作为证券持有人或可能有权参与或参与董事将参与或可能参与的包销或分包销；（c）影响其直接或间接拥有权益的任何其他法人团体的任何合约、交易、安排或建议，不论是作为高级人员、股东、债权人或以其他方式，提供了指其（连同与其有关联的人）据其所知并不持有代表该法人团体（或其权益所依赖的任何第三法人团体）的任何类别股本或有关法人团体成员可享有的投票权的百分之一或以上的权益；（d）就任何安排所作出或将作出的任何作为或事情为公司或其任何附属公司的雇员的利益，而他作为董事并未获得任何一般不给予该等安排所关乎的雇员的特权或好处；或（e）与购买或维持任何董事保险有关的任何事宜，以对抗任何有利于董事的责任或（在法律许可的范围内）弥偿，由一名或多于一名董事为针对他或他们的诉讼程序进行辩护或作出任何事情以使该等董事或董事能够避免招致该等开支的开支的资助。

 

董事作为董事，可就其拥有权益的任何合同、交易、安排或提案投票（并被计算在法定人数之内），而该等权益并非重大权益或属于上述例外情况。

 

 

报酬和借款

 

除非公司以普通决议另有决定，否则我们的董事可领取我们的董事会可能不时决定或更改的薪酬。薪酬委员会将协助董事审查和批准董事的薪酬结构。

 

我们的董事会可以行使公司的所有权力，借入款项以及抵押或抵押我们的承诺以及当前和未来的财产和资产以及未收回的资本或其任何部分，发行债权证和其他证券，无论是直接或作为我们公司或其母企业（如有）或我们公司的任何附属企业或任何第三方的任何债务、责任或义务的抵押担保。

 

资质

 

我们董事会的大多数成员必须是独立的。董事没有会员资格。董事的持股资格可由我们的股东以普通决议确定，除非并在此之前确定，不需要股份资格。

 

董事及高级人员法律责任的限制

 

根据开曼群岛法律，我们的每一位董事和高级管理人员在履行其职能时，都必须诚实和真诚地行事，以期实现我们的最大利益，并行使一个合理审慎的人在类似情况下会行使的谨慎、勤奋和技能。开曼群岛法律没有限制公司章程可能规定对高级职员、董事和秘书进行赔偿的程度，但开曼群岛法院可能认为任何此类规定违反公共政策，例如针对民事欺诈或犯罪后果提供赔偿的情况除外。

 

公司章程规定，在法律许可的范围内，就每名现任或前任董事（包括候补董事）、秘书及我们的任何其他高级人员（包括投资顾问或管理人或清盘人）及其个人代表针对以下情况作出赔偿：

 

	(a)	现任或前任董事（包括候补董事）、秘书或高级人员在经营我们的业务或事务或在执行或履行现任或前任董事（包括候补董事）、秘书或高级人员的职责、权力、权限或酌处权时招致或承受的所有诉讼、法律程序、费用、指控、开支、损失、损害或法律责任；及
	(b)	不限于上文（a）段，现任或前任董事（包括候补董事）、秘书或高级职员在任何法院或法庭（无论是在开曼群岛或其他地方）为有关我们或我们事务的任何民事、刑事、行政或调查程序（无论是成功或其他）辩护（无论是威胁、未决或已完成）而招致的所有费用、开支、损失或责任。

 

然而，任何该等现任或前任董事（包括候补董事）、秘书或高级人员，不得就其本身的不诚实行为所引起的任何事项获得赔偿。

 

 

我们已就我们的任何董事或高级人员购买并目前维持保险，以应对针对董事或高级人员提出并由董事或高级人员以该身份招致的任何责任，无论我们是否有权或本来有权就我们的《公司章程》规定的责任向董事或高级人员作出赔偿。就根据上述条款可能允许我们的董事、高级职员或控制我们公司的人就《证券法》产生的责任进行赔偿而言，我们已获悉，SEC认为，此类赔偿违反了《证券法》中所述的公共政策，因此不可执行。

 

参与某些法律程序

 

据我们所知，我们的董事或高级管理人员没有在刑事诉讼中被定罪，不包括交通违规或类似的轻罪，也没有在过去五年中参与任何司法或行政程序，导致判决、法令或最终命令禁止该人未来违反或禁止受联邦或州证券法约束的活动，或发现任何违反联邦或州证券法的行为，但未经制裁或和解而被驳回的事项除外。除我们在下文“关联方交易”中的讨论中所述外，我们的董事和高级管理人员没有参与与我们或我们的任何关联公司或联营公司进行的任何根据SEC规则和条例要求披露的交易。

 

商业行为和道德准则

 

董事会于2019年6月21日通过了适用于我们的董事、高级职员和员工的道德和商业行为准则。

 

高管薪酬

 

补偿汇总表

 

我们的薪酬委员会，由独立的董事会成员组成，根据我们的财务和经营业绩和前景，以及高级管理人员对我们的成功所做的贡献，确定了支付给我们的执行官的薪酬。我们的薪酬委员会通过我们的董事会的一系列绩效标准来衡量我们的每一位高级管理人员，或者是薪酬委员会每年一次。这类标准是基于某些客观参数，如工作特点、所需的专业精神、管理技能、人际交往能力、相关经验、个人表现和整体企业表现。

 

我们的董事会没有通过或建立正式的政策或程序来确定支付给我们的执行官的补偿金额。我们的董事会将对关键员工的适当薪酬进行独立评估，并听取管理层的意见。我们的董事会对高管薪酬计划、政策和计划进行监督。

 

 

补偿汇总表

 

下表列出了截至2025年12月31日、2025年12月31日和2024年12月31日止年度就向我们提供的服务授予、赚取或支付给每位指定执行官的总薪酬的汇总信息。

 

姓名和 主要职位		财政 年份		工资 ($)				奖金 ($)				股票 奖项 ($)				期权 奖项 ($)(1)				非股权 激励 计划 Compensation ($)				不合格 延期 Compensation 收益 ($)				所有其他 Compensation ($)(2)				合计 ($)
Wirawan Jusuf博士		2025			297,000				-				-				-				-				-				-				297,000
首席执行官		2024			297,000				-				-				279,000				-				-				-				576,000
Frank C. Ingriselli		2025			150,000				-				-				-				-				-				-				150,000
总裁		2024			150,000				-				161,960				-				-				-				-				311,960
Gregory L. Overholtzer		2025			80,000				-				-								-				-				-				80,000
首席财务官		2024			80,000				-				-				55,800				-				-				-				135,800
Mirza F. Said		2025			204,000				-				-				-				-				-				-				204,000
首席运营官		2024			204,000								-				279,000				-				-				-				483,000
正新“查理”吴		2025			204,000				-				-				-				-				-				-				204,000
首席技术官		2024			204,000				-				-				139,500				-				-				-				343,500
James J. Huang		2025			240,000				-				-				-				-				-				-				240,000
首席投资官		2024			240,000				-				-				279,000				-				-				-				519,000

 

（1）期权和红利是根据高管与我司之间的协议授予的。期权奖励的价值代表授予日的公允价值，不考虑没收。

 

（2）所有其他补偿均指印度尼西亚法律规定的所得税预扣。印尼的薪资是在“实得工资”的基础上进行谈判的。因此，我们代员工缴纳收入预扣税，这在法律上被认为是员工薪酬的一部分。

 

 

2025年底杰出股权奖

 

下表提供了截至2025年12月31日指定执行官持有的每份未行使购股权的信息。

 

姓名		授予日期		归属 开始日期		数量 证券 底层 未行使 选项 既得（#）				数量 证券 底层 未行使 选项 未归属 (#)				期权 运动 价格（$）				期权 到期 日期
Wirawan Jusuf博士 首席执行官		2024年12月16日		2024年12月16日			100,000				-			$	2.79			2029年12月16日
Frank C. Ingriselli 总裁		-		-			-				-				-			-
Gregory L. Overholtzer 首席财务官		2024年12月16日		2024年12月16日			20,000				-			$	2.79			2034年12月16日
正新“查理”吴 首席技术官		2019年12月19日		2022年12月23日			50,000				-			$	11.00			2029年12月19日
		2024年12月16日		2024年12月16日			50,000							$	2.79			2034年12月16日
James J. Huang 首席投资官		2019年12月19日		2022年12月23日			50,000				-			$	11.00			2029年12月19日
		2024年12月16日		2024年12月16日			100,000							$	2.79			2034年12月16日
Mirza F. Said 首席运营官		2019年12月19日		2022年12月23日			50,000				-			$	11.00			2029年12月19日
		2024年12月16日		2024年12月16日			100,000							$	2.79			2034年12月16日

 

2018年综合股权激励计划

 

2018年10月31日，我司董事会和股东通过了我司2018年综合股权激励计划（我们称之为2018年计划）。

 

目的

 

我们2018年计划的目的是吸引和留住董事、管理人员、顾问、顾问和员工，他们的服务被认为是有价值的，以鼓励独资意识，并激发这些人对我们的发展和财务成就的积极兴趣。

 

行政管理

 

我们董事会的薪酬委员会（或薪酬委员会）将主要负责管理2018年计划。薪酬委员会将有权（其中包括）（a）确定授予的任何期权或股票购买权的条款和条件，包括行权价和归属时间表，（b）确定将获得期权和股票购买权的人员，以及（c）确定受每份期权和股票购买权约束的股份数量，（d）对任何奖励规定任何限制、限制和条件，包括奖励的归属条件，（e）确定授予是否将是向我公司雇员提供的“激励”期权（根据经修订的1986年《国内税收法典》第422条符合条件，在此称为守则）或向我公司董事和顾问提供的不符合条件的期权，以及（f）作出任何其他决定并采取薪酬委员会认为对管理2018年计划必要或可取的任何其他行动。薪酬委员会将拥有充分酌情权，以管理和解释2018年计划，并通过其认为必要或可取的规则、条例和程序，并确定（其中包括）可行使奖励的时间或时间，以及是否以及在何种情况下可行使奖励。

 

资格

 

我们的员工、董事、高级管理人员和顾问（以及我们任何关联公司的员工）有资格参与2018年计划。薪酬委员会有权决定谁将根据2018年计划获得奖励，但在2018年计划规定的情况下，它可能会将此种权力授予我们的一名或多名高级职员；但前提是，向非雇员董事作出的所有奖励应由我们的董事会全权酌情决定。

 

 

获授权股数

 

根据我们的2018年计划，约有1,104，546股普通股预留发行。

 

如果一项奖励被没收、取消，或者任何期权终止、到期或失效而未被行使，则受该奖励约束的普通股将再次可供未来授予。然而，根据2018年计划，用于支付期权行权价或为满足参与者的预扣税款义务而预扣的股份将无法重新授予。

 

可授予的奖励

 

薪酬委员会可授予不合资格购股权、激励购股权、股份增值权、受限制股份奖励、受限制股份单位、股份红利奖励、业绩补偿奖励（包括现金红利奖励）或上述任何组合，正如2018年计划中描述的每一类奖励。除非按照2018年计划加速，未归属的奖励，如果由薪酬委员会如此确定，应在承授人无故辞职或我们终止承授人与我们或任何相关公司的雇佣或合同关系（包括死亡或残疾）后立即终止。

 

期权

 

薪酬委员会被授权授予购买“合格”普通股的期权，这意味着它们旨在满足《守则》第422条对激励股票期权的要求，或者“不合格”，这意味着它们不打算满足《守则》第422条的要求。根据2018年计划授予的期权将受薪酬委员会制定的条款和条件的约束。根据2018年计划的条款，除非薪酬委员会在与公司交易有关的期权取代另一期权的情况下另有决定，否则期权的行使价格将不低于授予日普通股的公平市场价值（根据2018年计划确定）。根据2018年计划授予的期权受薪酬委员会可能确定并在适用的授予协议中规定的条款约束，包括行权价以及行权的条件和时间。根据2018年计划授出的购股权的最长期限为自授出日期起计10年（或在授予10%股东的激励购股权的情况下为5年）。有关行使期权的付款可以现金或支票方式支付，方法是交出参与者为避免额外补偿费用或已在公开市场上购买的会计师认为必要的任何期间所持有的非限制性普通股（按其在行使之日的公允市场价值），或者薪酬委员会可酌情并在法律允许的范围内允许通过经纪人协助的无现金行使机制（净行使方式）支付此类款项，或通过薪酬委员会认为适当的其他方法。

 

股份增值权

 

薪酬委员会被授权根据2018年计划授予股份增值权（或SARs）。特区政府须遵守薪酬委员会订立的条款及条件。SAR是一种合同权利，允许参与者以现金、股份或任何现金和股份组合的形式，在一定时期内获得股份价值的任何增值（如果有的话）。根据2018年计划授予的SAR可与期权同时授予，并且SAR也可授予参与者，独立于期权的授予。就期权授予的特别行政区应遵守与此类特别行政区相对应的类似期权的条款。SARS应受薪酬委员会制定并反映在授标协议中的条款的约束。

 

 

限制性股票

 

薪酬委员会获授权根据2018年计划授予限制性股票。薪酬委员会将决定此类限制性股票奖励的条款。限制性股票是指一般不可转让且受薪酬委员会确定的特定期限的其他限制的普通股。除非薪酬委员会另有决定或在授标协议中另有规定，否则如果参与者在限制期内终止雇佣或服务，则任何未归属的限制性股份将被没收。

 

受限制股份单位奖励

 

授权薪酬委员会授予受限制股份单位奖励。薪酬委员会将决定该等受限制股份单位的条款。除非薪酬委员会另有决定或在授标协议中另有规定，否则如果参与者在将获得全部或部分单位的期间终止雇佣或服务，则任何未归属的单位将被没收。

 

红股奖励

 

薪酬委员会有权根据薪酬委员会可能确定的条款和条件，单独或与其他奖励同时授予以普通股计价的非限制性普通股或其他奖励。

 

业绩补偿奖励

 

薪酬委员会获授权根据2018年计划以绩效薪酬奖励的形式授予任何奖励，豁免《守则》第162（m）节的要求，其条件是该奖励的归属取决于我们公司和/或我们的一个或多个关联公司、部门或运营单位，或其任何组合达到特定绩效标准，由薪酬委员会确定。薪酬委员会将根据以下一项或多项因素选择业绩标准：（i）收入；（ii）销售额；（iii）利润（净利润、毛利、营业利润、经济利润、利润率或其他公司利润衡量标准）；（iv）收益（EBIT、EBITDA、每股收益或其他公司利润衡量标准）；（v）净收入（税前或税后、营业收入或其他收入衡量标准）；（vi）现金（现金流，现金产生或其他现金措施）；（vii）股价或业绩；（viii）股东总回报（股价增值加上再投资股息除以期初股价）；（ix）经济增加值；（x）回报措施（包括但不限于资产、资本、权益、投资或销售的回报，以及资产、资本、权益或销售的现金流回报）；（xi）市场份额；（xii）资本结构改善；（xiii）费用（费用管理、费用率、费用效率比率或其他费用措施）；（xiv）业务扩张或合并（收购和剥离）；（xv）内部收益率或净现值增加；（xvi）与存货和/或应收账款有关的营运资金目标；（xvii）库存管理；（xviii）服务或产品交付或质量；（xix）客户满意度；（xx）员工保留；（xxi）安全标准；（xxii）生产力措施；（xxiii）降低成本措施；和/或（xxiv）战略计划的制定和实施。

 

可转移性

 

每项奖励在参与者的有生之年只能由参与者行使，如适用法律允许，则可由参与者的监护人或法定代表人行使，除遗嘱或世系和分配法律外，不得由参与者以其他方式转让或担保。然而，薪酬委员会可允许将期权（激励购股权除外）转让给家庭成员、为此类家庭成员的利益而设立的信托、其合伙人或股东为参与者及其家庭成员的合伙企业或有限责任公司或经其批准的任何其他人。

 

修正

 

此外，我们的董事会可能会在任何时候对我们的2018年计划进行全部或部分修订。然而，未经股东批准，但（a）如任何联邦或州法律或法规或任何证券交易所或自动报价系统的规则要求股东批准，则任何修订或更改须经我们的股东批准，而股份随后可在其上上市或报价，及（b）我们的董事会可酌情决定以其他方式向股东提交其他此类修订或更改以供批准。未经受影响承授人同意，先前根据2018年计划授予的奖励不得因我们2018年计划的任何修订而受损或受影响。

 

 

控制权变更

 

2018年计划规定，在控制权发生变更的情况下，除非未偿付的奖励由存续公司承担或以存续公司授予的等值奖励取代该未偿付的奖励，否则薪酬委员会应取消截至该公司交易完成时尚未归属和不可没收的任何未偿付奖励（除非薪酬委员会酌情加速归属任何该等奖励）。就任何既得及不可没收的奖励而言，薪酬委员会可酌情（i）容许所有承授人在公司交易完成前的合理期间内行使该等奖励，并取消任何仍未行使的未偿奖励，或（ii）取消任何或所有该等未偿奖励以换取付款（以现金、或证券或其他财产形式，至薪酬委员会全权酌情决定权）的金额，相当于在紧接公司交易完成之前结算或分配或行使此类已归属奖励时，承授人本应获得的金额。

 

董事薪酬

 

每位独立董事每年因此类董事为我们董事会提供的服务而获得相当于30,000美元的现金报酬。董事会主席每年获得额外的15,000美元。除了在我们董事会任职的年度现金薪酬外，同时在我们董事会的一个委员会任职的每位独立董事获得的薪酬如下：审计委员会和薪酬委员会的每位成员（不包括主席）每年获得3000美元的年度现金薪酬，提名和公司治理委员会的每位成员（不包括主席）每年获得3000美元的年度现金薪酬。我们的审计委员会主席每年获得27,000美元的报酬，我们的薪酬委员会主席每年获得6,000美元的报酬，我们的提名和公司治理委员会主席每年获得3,000美元的报酬。

 

与指定执行官的雇佣协议和其他安排

 

除下文所述外，我们目前没有与任何高级职员、董事或关键员工签订书面雇佣协议。虽然我们的某些高级职员在其他实体任职，但根据他们与我们的雇佣协议，每位高级职员都必须将其几乎所有的工作时间、注意力和技能用于履行对我们公司的职责。除非下文另有说明，以下列出的所有带有自动续签条款的雇佣协议均不会被我们或员工终止，因此会自动续签。

 

就反向股票分割而言，如下文所述授予的购股权数量相应减少。

 

Wirawan Jusuf

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与Wirawan Jusuf的雇佣协议，我们与Jusuf先生签订了该协议（我们称之为Jusuf协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他将担任我们的首席执行官。我们还与Jusuf先生签订了一份购股权协议，自2019年2月1日起生效。

 

Jusuf协议的初始期限自2019年2月1日开始，自该日期起一（1）年届满。Jusuf协议可按年自动续签，除非我们或Jusuf先生提供书面通知，不迟于当前或续签期限结束前30天不续签Jusuf协议。

 

根据Jusuf协议的条款和规定，Jusuf先生有权获得282,000美元的年基薪（Jusuf先生在我们完成首次公开募股之前的年基薪为189,000美元）、由我们的董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金、参与我们的2018年综合股权激励计划或类似的股权激励计划，以及我们的董事会批准的其他员工福利。

 

 

我们可以在提前30天书面通知后无故终止Jusuf协议，Jusuf先生可以在提前30天书面通知后无故辞职。我们也可能会立即因故终止Jusuf协议（如Jusuf协议中所述）。一旦Jusuf协议因任何原因终止，Jusuf先生将有权获得截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资的付款，以及他根据任何适用的公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果Jusuf先生在雇佣协议期限内非因故被解雇，Jusuf先生有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般释放后，获得在解雇前已赚取但未支付的基本工资金额以及印度尼西亚法律可能规定的遣散费（目前为与我们合作的每一年的基本工资一个月）（“Jusuf遣散费”）。如果此类终止发生在控制权变更（定义见Jusuf协议）时，Jusuf先生将有权获得Jusuf遣散费。此外，如果Jusuf先生死亡或残疾，Jusuf协议将在其预定到期日期之前终止。

 

JUSUF协议还包括保密和不披露契约以及十二（12）个月的不竞争和不招揽契约。Jusuf协定受开曼群岛法律管辖。

 

根据Jusuf先生的股票期权协议，Jusuf先生被授予根据我们的2018年综合股权激励计划购买150,000股普通股的期权，行使价等于每股11.00美元。Jusuf先生的选择权归属如下（假设在每种情况下，Jusuf先生仍受雇于我们）：（a）50,000股普通股将在我们首次公开发行结束一周年归属，（b）50,000股普通股将在我们首次公开发行结束两周年归属；（c）50,000股普通股将在我们首次公开发行结束三周年归属。2024年12月16日，Jusuf先生根据新的购股权协议被授予额外期权，可根据我们的2018年综合股权激励计划以相当于每股2.79美元的行权价购买100,000股普通股，该期权将于2024年12月16日立即归属并可行使，于2021年12月16日到期。这些购股权协议受开曼群岛法律管辖。2019年12月19日授予的有5万股于2024年12月19日到期。

 

Frank C. Ingriselli

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与Frank C. Ingriselli的雇佣协议，我们与Ingriselli先生签订了该协议（我们称之为Ingriselli协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他将担任我们的总裁。我们还与Ingriselli先生签订了一份购股权协议，自2019年2月1日起生效。英格里塞利协议随后分别于2020年、2022年和2024年进行了修订，期限延长至2026年12月31日，除非根据英格里塞利协议的条款提前终止。英格里塞利协议不受自动续签的限制。

 

根据经修订的英格里塞利协议的条款和规定，英格里塞利先生目前有权获得150,000美元的税前年度基本工资，外加由我们的董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金，参与我们的2018年综合股权激励计划或类似的股权激励计划，以及我们董事会批准的其他员工福利。他还获得了30,000股普通股的奖励，于2026年7月1日归属，自归属日起有180天的锁定期。

 

 

我们可以在提前30天书面通知后无故终止经修订的英格里塞利协议，并且英格里塞利先生可以在提前30天书面通知后无故辞职。我们也可以立即终止因故修订的英格里塞利协议（如英格里塞利协议中所述）。在因任何原因终止英格里塞利协议后，英格里塞利先生将有权获得截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资的付款，以及他根据任何适用公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果Ingriselli先生在雇佣协议期限内被非因故解雇，Ingriselli先生有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般新闻稿后，获得在解雇前已赚取但未支付的基本工资金额。此外，经修订的英格里塞利协议将在英格里塞利先生死亡或残疾的情况下在其预定到期日期之前终止。

 

经修订的英格里塞利协议还包括保密和保密契约以及十二（12）个月的竞业禁止和不招揽契约。经修订的英格里塞利协定受开曼群岛法律管辖。

 

根据Ingriselli先生的股票期权协议，根据我们的2018年综合股权激励计划，Ingriselli先生被授予购买37,500股普通股的期权，行权价等于每股11.00美元。英格里塞利先生的选择权已被授予如下（假设在每种情况下，英格里塞利先生仍受雇于我们）：（a）18,750股普通股已在我们的首次公开发行股票登记声明生效之日归属，（b）9,375股普通股已在180^第首次公开发行结束次日；及（c）9,375股普通股已于首次公开发行结束一周年归属。购股权协议受开曼群岛法律管辖。截至本年度报告日期，该等期权已悉数行使，并已发行合共37,500股普通股。

 

James Jerry Huang

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与James Jerry Huang的雇佣协议和购股权协议，我们与黄先生订立了该等协议（我们称之为黄协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他担任我们的首席投资官。我们亦与黄先生订立购股权协议，自2019年2月1日起生效。

 

黄协议的初步期限自2019年2月1日起，自该日期起一（1）年届满。黄协议须按年复一年自动续期，除非我们或黄先生提供书面通知，不迟于当时的现行或续期期限结束前30天不续期黄协议。

 

根据黄协议的条款和规定，黄先生有权获得240,000美元的年基本工资（黄先生在我们完成首次公开募股之前的年基本工资为150,000美元）、由我们的董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金、参与我们的2018年综合股权激励计划或类似的股权激励计划，以及我们的董事会批准的其他员工福利。

 

我们可以提前30天书面通知无故终止黄协议，黄先生可以提前30天书面通知无故辞职。我们也可能立即因故（如黄协议中所述）终止黄协议。于黄协议因任何理由终止后，黄先生将有权收取截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资，以及他根据任何适用公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果黄先生在雇佣协议期限内非因故被解雇，黄先生有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般免责声明后，获得在解雇前已赚取且未支付的基本工资金额以及印度尼西亚法律可能规定的遣散费（目前为与我们一起工作的每一年的基本工资一个月）（“黄遣散费”）。如果此类终止是在控制权变更（定义见黄协议）时发生的，黄先生将有权获得黄遣散费。此外，在黄先生死亡或伤残的情况下，黄协议将在其预定到期日期之前终止。

 

黄协议还包括保密和不披露契约以及十二（a）个月的不竞争和不招揽契约。黄氏协议受开曼群岛法律管辖。

 

 

根据黄先生的购股权协议，根据我们的2018年综合股权激励计划，黄先生被授予购买150,000股普通股的期权，行权价等于每股11.00美元。黄先生的选择权归属如下（假设在每种情况下，黄先生仍受雇于我们）：（a）50,000股普通股已于我们首次公开发售结束一周年归属，（b）50,000股普通股已于我们首次公开发售结束两周年归属；（c）50,000股普通股已于我们首次公开发售结束三周年归属。2024年12月16日，黄先生根据新的购股权协议获授予额外期权，可根据我们的2018年综合股权激励计划以每股2.79美元的行权价购买100,000股普通股，该期权已于2024年12月16日归属并立即可行使，于2034年12月16日到期。购股权协议受开曼群岛法律管辖。截至本年度报告日期，100,000份期权已获行使，合共发行100,000股普通股。

 

Gregory L. Overholtzer

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与Gregory L. Overholtzer的雇佣协议，我们与Overholtzer先生签订了该协议（我们称之为Overholtzer协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他将担任我们的首席财务官。Overholtzer协议随后分别于2020年、2022年和2024年进行了修订，期限延长至2027年12月31日，除非根据Overholtzer协议的条款提前终止。Overholtzer协议不受自动续签的限制。

 

 

根据经修订的Overholtzer协议的条款和规定，Overholtzer先生目前有权获得税前年基薪80,000美元，外加我们董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金，参与我们的2018年综合股权激励计划或类似股权激励计划，以及我们董事会批准的其他员工福利。

 

我们可能会在提前30天书面通知后无故终止Overholtzer协议，并且Overholtzer先生可能会在提前30天书面通知后无故辞职。我们也可能立即因故终止Overholtzer协议（如Overholtzer协议中所述）。一旦Overholtzer协议因任何原因终止，Overholtzer先生将有权获得截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资的付款，以及他根据任何适用公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果Overholtzer先生在雇佣协议期限内非因故被解雇，Overholtzer先生有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般新闻稿后，获得在解雇前已赚取和未支付的基本工资金额。此外，经修订的Overholtzer协议将在Overholtzer先生死亡或残疾的情况下在其预定到期日期之前终止。

 

经修订的Overholtzer协议还包括保密和保密契约以及十二（12）个月的不竞争和不招揽契约。经修订的《Overholtzer协定》受开曼群岛法律管辖。

 

2024年12月16日，Overholtzer先生根据一项购股权协议被授予一项期权，可根据我们的2018年综合股权激励计划以相当于每股2.79美元的行权价购买20,000股普通股，该期权已归属并于2024年12月16日立即可行使，于2034年12月16日到期。购股权协议受开曼群岛法律管辖。截至本年度报告日期，该等期权尚未行使。

 

正新“查理”吴

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与Chia Hsin“Charlie”Wu的雇佣协议，我们与Wu博士订立了此类协议（我们称之为Wu协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他担任我们的首席运营官。我们亦与吴博士订立购股权协议，自2019年2月1日起生效。

 

吴协议的初始期限自2019年2月1日开始，自该日期起一（1）年届满。吴协议须按年复一年自动续期，除非我们或吴博士提供书面通知，不迟于当时的现行或续期期限结束前30天不续期吴协议。

 

 

根据Wu协议的条款和规定，Wu博士有权获得204,000美元的年基本工资、由我们的董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金、参与我们的2018年综合股权激励计划或类似的股权激励计划，以及我们的董事会批准的其他员工福利。

 

2024年1月16日，我们与吴博士订立吴第一修正案，自2024年1月16日起生效。吴第一修正案修订并重申了我们与吴博士之间的吴协议。根据WU第一修正案：（i）Wu博士担任我们的首席技术官（“CTO”），自2024年1月16日起生效；（ii）Wu博士的税前年基薪仍为204,000美元；（iii）Wu博士应履行（a）通常与石油和天然气勘探和生产部门类似规模的美国上市上市上市公司的CTO办公室相关的职责和责任，以及（b）Wu第一修正案中概述的职责和责任。由于吴第一修正案的结果，吴博士是我们的CTO，不再是我们的COO。除前述内容外，未对吴第一修正案作进一步修改。

 

我们可以提前30天书面通知无故解除吴协议，吴医生可以提前30天书面通知无故辞职。我们也可以立即因故终止吴协议（如吴协议中所述）。于吴博士协议因任何理由终止时，吴博士将有权收取截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资的付款，以及他根据任何适用公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果吴博士在雇佣协议期限内非因故被解雇，吴博士有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般免责声明后，获得在解雇前已赚取但未支付的基本工资金额以及印度尼西亚法律可能规定的遣散费（目前为与我们一起工作的每一年的基本工资一个月）（“吴遣散费”）。如果此类终止是在控制权变更（定义见Wu协议）时发生的，Wu博士将有权获得Wu遣散费。此外，在吴医生死亡或伤残的情况下，吴协议将在其预定到期日期之前终止。

 

经修订的《吴协议》亦包括保密及不披露契约，以及十二（12）个月的竞业禁止及不邀约契约。吴协定受开曼群岛法律管辖。

 

根据我们的2018年综合股权激励计划，根据吴博士的购股权协议，吴博士被授予以每股11.00美元的行权价购买150,000股普通股的选择权。吴博士的选择权被授予如下（假设在每种情况下，吴博士仍受雇于我们）：（a）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束一周年时归属，（b）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束两周年时归属；（c）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束三周年时归属。2024年12月16日，吴博士根据新购股权协议获授予额外购股权，可根据我们的2018年综合股权激励计划以每股2.79美元的行权价购买50,000股普通股，该购股权已于2024年12月16日归属并立即可行使，于2034年12月16日到期。购股权协议受开曼群岛法律管辖。截至本年度报告日期，合共10万份期权未获行使。

 

Mirza F. Said

 

2019年2月27日，我们的董事会批准了与Mirza F. Said的雇佣协议，我们与Said先生签订了此类协议（我们称之为Said协议），自2019年2月1日起生效，根据该协议，他担任首席业务发展官。我们还与Said先生签订了一份购股权协议，自2019年2月1日起生效。

 

上述协议的初始期限自2019年2月1日开始，自该日期起一（1）年届满。上述协议可按年自动续签，除非我们或Said先生提供书面通知，不迟于当前或续签期限结束前30天不续签上述协议。

 

根据上述协议的条款和规定，Said先生有权获得204,000美元的年基本工资、由我们的董事会或其指定委员会全权酌情决定的现金奖金、参与我们的2018年综合股权激励计划或类似的股权激励计划，以及我们的董事会批准的其他员工福利。

 

2024年1月16日，我们与Said先生签订了Said第一修正案，自2024年1月16日起生效。Said第一修正案修正并重申了我们与Said先生之间的Said协议。

 

根据Said第一修正案：（i）Said先生担任我们的首席运营官（“COO”），自2024年1月16日起生效；（ii）Said先生的税前年基薪仍为204,000美元；（iii）Said先生应履行（a）通常与石油和天然气勘探和生产部门类似规模的美国上市上市公司的COO办公室相关的职责和责任，以及（b）上述第一修正案中概述的职责和责任。由于Said第一修正案，Said先生是我们的首席运营官，不再是我们的首席业务发展官，也没有其他个人被任命担任这一职位。除上述情况外，没有对上述第一修正案作进一步修改。

 

我们可以在提前30天书面通知后无故终止上述协议，并且Said先生可以在提前30天书面通知后无故辞职。我们也可以立即因故终止上述协议（如上述协议中所述）。一旦上述协议因任何原因终止，Said先生将有权获得截至终止日期已赚取但未支付的任何基本工资的付款，以及他根据任何适用的公司安排的适用条款有权获得的任何其他付款或福利。如果Said先生在雇佣协议期限内非因故被解雇，Said先生有权在以我们满意的形式向我们交付我们公司及其关联公司的一般免责声明后，获得在解雇前已赚取但未支付的基本工资金额以及印度尼西亚法律可能规定的遣散费（目前为与我们一起工作的每一年的基本工资一个月）（“上述遣散费”）。如果此类终止是在控制权变更（如上述协议中所定义）时发生的，则Said先生有权获得上述遣散费。此外，如果Said先生死亡或伤残，Said协议将在其预定到期日期之前终止。

 

 

经修订的上述协议还包括保密和保密契约以及十二（12）个月的不竞争和不招揽契约。上述协定受开曼群岛法律管辖。

 

根据Said先生的股票期权协议，Said先生被授予根据我们的2018年综合股权激励计划购买150,000股普通股的期权，行权价等于每股11.00美元。Said先生的选择权被授予如下（假设在每种情况下，Said先生仍受雇于我们）：（a）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束一周年归属，（b）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束两周年归属；（c）50,000股普通股已在我们首次公开发行结束三周年归属。2024年12月16日，Said先生根据一项新的购股权协议获得额外期权，可根据我们的2018年综合股权激励计划以相当于每股2.79美元的行权价购买100,000股普通股，该期权已归属并于2024年12月16日立即可行使，于2034年12月16日到期。购股权协议受开曼群岛法律管辖。截至本年度报告日期，合共150,000份期权未获行使。

 

非职工董事薪酬

 

截至2025年12月31日止年度，每位独立董事每年因此类董事为我们董事会提供的服务而获得相当于30,000美元的现金报酬。除了在我们董事会任职的年度现金薪酬外，同时在我们董事会的一个委员会任职的每位独立董事获得的薪酬如下：审计委员会和薪酬委员会的每位成员（不包括主席）每年获得3000美元的年度现金薪酬，提名和公司治理委员会的每位成员（不包括主席）每年获得3000美元的年度现金薪酬。我们审计委员会的主席每年获得27,000美元的报酬，我们薪酬委员会的主席每年获得6,000美元的报酬，我们提名和公司治理委员会的主席每年获得3,000美元的报酬。

 

非雇员董事的股权奖励

 

截至2025年12月31日，没有非雇员董事获授期权。

 

截至2024年12月31日，我们的非雇员董事获授期权如下表所示：

 

可选企业		授予日期		期权股份				行权价格 （收盘价为 授予日期）				归属条件
Wirawan Jusuf博士		2024年12月16日			100,000			$	2.79
James J. Huang		2024年12月16日			100,000			$	2.79
Mirza F. Said		2024年12月16日			100,000			$	2.79
正新“查理”吴		2024年12月16日			50,000			$	2.79			期权应归属和
Gregory L. Overholtzer		2024年12月16日			20,000			$	2.79			立即变得可行使
Michael L. Peterson		2024年12月16日			20,000			$	2.79			2024年12月16日。
Benny Dharmawan		2024年12月16日			20,000			$	2.79
莫赫塔尔·胡赛因		2024年12月16日			20,000			$	2.79
艾哈迈德·法图拉赫曼		2024年12月16日			10,000			$	2.79
合计					440,000

 

员工

 

截至2025年、2024年和2023年12月31日，我们分别拥有39名、31名和33名长期雇员，以及42名、42名和42名合同雇员。我们的员工没有劳动组织的代表，也没有集体谈判协议的覆盖。我们没有经历过任何停工，我们相信我们与员工保持着良好的关系。

 

下表列出截至2025年12月31日我们按职能划分的员工细分情况：

 

功能		数量 员工				占总数的百分比
高级管理人员			7				8.64	%
地下			3				3.71	%
工程			4				4.94	%
经营与生产			5				6.17	%
财务与会计			8				9.88	%
行政、采购和人力资源			9				11.11	%
健康、安全、安保和环境（或HSSE）			2				2.47	%
当地关系			1				1.23	%
运营合同员工（生产、施工和HSSE）			42				51.85	%
合计（包括39名长期雇员和42名合同雇员）			81				100	%

 

 

我们认为，我们所有非专门工作职能的合同雇员在市场上都是可以替代的，因此不会对我们的业务构成重大风险。我们相信我们在实质上遵守了印度尼西亚的劳工法规。

 

股份所有权

 

有关我们的董事、高级职员和某些主要股东对我们证券的所有权的信息，请参阅本年度报告的第7项主要股东和关联交易。

 

第16（a）节受益所有权报告的合规性

 

拥有根据《交易法》第12条注册的一类股本证券的外国私营发行人（FPI）的董事和高级职员必须在2026年3月18日，即最近颁布的《追究外国内部人责任法》（HFIA）的生效日期，开始披露他们在FPI股本证券中的持股和交易情况。2025年12月18日颁布的HFIA法案对《交易法》第16（a）条进行了修订，要求担任《交易法》报告FPI的董事或高级职员的每个人（但不包括实益拥有此类FPI的任何类别股本证券10%以上的“10%持有人”）以电子方式和英文提交第16条报告。仅根据我们对提供给我们的此类表格的审查以及某些报告人的书面陈述，我们认为，截至本报告日期，所有适用于我们的执行官和董事的报告均已根据《交易法》第16（a）条及时提交，但Chia Hsin“Charlie”Wu先生除外，他于2026年3月19日提交的表格3因小手术生病而延迟一天提交。

 

项目7。主要股东及关联方交易

 

主要股东

 

下表列出了截至2026年4月27日我们的高级职员、董事和5%或更多普通股实益拥有人对我们普通股的实益所有权的信息。我们已知没有其他人或关联人士团体实益拥有我们5%以上的普通股。

 

我们根据SEC的规则确定了实益所有权。这些规则通常将证券的实益所有权归属于对这些证券拥有单独或共享投票权或投资权的人。该人亦被视为该人有权在60天内取得实益所有权的任何证券的实益拥有人。除非另有说明，本表所列人员对其显示为实益拥有的所有股份拥有唯一的投票权和投资权，但须遵守适用的社区财产法。下表中我们普通股的所有权百分比基于截至2026年4月27日已发行的15,386，840股普通股。除非另有说明，我们每位董事和执行官的营业地址为GIESMART PLAZA 7th Floor，JL。Raya Pasar Minggu No. 17 A，Pancoran – Jakarta 12780 Indonesia。

 

		普通股 实益拥有
实益拥有人名称		数				%
董事和执行官：
Wirawan Jusuf博士（1）			5,367,767				34.66	%
Frank C. Ingriselli（2）			60,000				*
Mirza F. Said（3）			195,545				*
James J. Huang（4）			195,545				*
正新「查理」吴（5）			145,545				*
Gregory L. Overholtzer（6）			20,000				*
Mochtar Husein（7）			20,000				*
Benny Dharmawan（8）			20,000				*
Ahmad Fathurachman（9）			10,000				*
Michael L. Peterson（10）			20,000				*
全体董事、高级管理人员为一组（十名个人）			6,054,402				36.82	%
5%股东：
马德里控股有限公司（1）			5,222,222				33.94	%

 

(1)	代表公司董事长兼首席执行官Wirawan Jusuf博士实益拥有的5,367，767股普通股，其中包括（i）香港公司MADERIC Holding Limited持有的登记在册的5,222，222股普通股，（ii）Wirawan Jusuf博士持有的登记在册的45,545股普通股，以及（iii）以每股2.79美元购买100,000股普通股的期权，这些期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在本年度报告日期后60天内行使既得期权后发行。本公司董事长兼首席执行官Wirawan Jusuf博士是MADERIC Holding Limited的唯一董事，因此对MADERIC Holding Limited所持股份拥有投票权和决定性控制权。
(2)	代表Frank C. Ingriselli持有记录在案的60,000股普通股，其中30,000股普通股于2024年7月1日归属，30,000股普通股于2025年1月1日归属，锁定期为自每个归属日起180天。
(3)	指由Mirza F. Said实益拥有的195,545股普通股，包括（i）丨米尔扎·F·赛义德丨在册的45,545股普通股，（ii）以每股11.00美元购买50,000股普通股的期权，该期权于2022年12月23日（我们首次公开发行结束三周年）归属，以及（iii）以每股2.79美元购买100,000股普通股的期权，该期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在本年度报告发布之日起60天内行使既得期权后发行。

 

 

(4)	代表James J. Huang实益拥有的195,545股普通股，包括（i）James J. Huang所持有的在册普通股45,545股，（ii）以每股11.00美元购买50,000股普通股的期权，该期权于2022年12月23日（首次公开发行结束三周年）归属，以及（iii）以每股2.79美元购买100,000股普通股的期权，该期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在本年度报告发布之日起60天内行使既得期权后发行。

 

(5)	指由正新「 Charlie 」 Wu实益拥有的145,545股普通股，包括（i）正新「 Charlie 」 Wu所持有的45,545股记录在案的普通股，（ii）以每股11.00美元购买50,000股普通股的期权，于2022年12月23日（我们首次公开发售结束三周年）归属，以及（iii）以每股2.79美元购买50,000股普通股的期权，于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在本年度报告日期后60天内行使既得期权后发行。

 

(6)	代表以每股2.79美元购买20,000股普通股的期权，该期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在本年度报告之日起60天内在Gregory L. Overholtzer行使既得期权后发行。

 

(7)	代表以每股2.79美元购买20,000股普通股的期权，于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在Mochtar Husein在本年度报告日期后60天内行使既得期权后发行。
(8)	代表以每股2.79美元购买20,000股普通股的期权，该期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在Benny Dharmawan在本年度报告日期后60天内行使既得期权后发行。
(9)	代表以每股2.79美元购买10,000股普通股的期权，于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在Ahmad Fathurachman在本年度报告之日起60天内行使既得期权后发行。
(10)	代表以每股2.79美元购买20,000股普通股的期权，该期权于2024年12月16日归属，所有这些期权均可在Michael L. Peterson在本年度报告日期后60天内行使既得期权后发行。
*	不到百分之一。

 

关联交易

 

“第6项”中讨论的高管和董事薪酬及其他安排之外。董事、高级管理人员及员工”的这份报告，我们对关联交易的认定如下：

 

自2023年1月1日起，我们分别从PT租赁Giesmart Plaza Zone 2和Zone 1,3 & 4用于KSO以及CNE、HNE和HWE的组合办公空间。Wirannusa Karana Mardika（PT WKM）。PT WKM由我们的首席执行官Wirawan Jusuf博士所有，他持有50%的所有权。吉斯玛特广场2区租期初步由2023年1月1日至2024年3月31日，延长至2025年3月31日并进一步延长至2026年3月31日，现正办理续租手续。Giesmart 1、3 & 4区租期由2023年1月1日至2024年9月30日，延长至2027年9月30日。

 

截至2025年12月31日止年度，我们分别为Giesmart Plaza Zone 2产生了69,205美元的租金支出，以及1、3和4区产生了78,823美元的租金支出。截至2024年12月31日止年度，我们为Giesmart广场2区支付了75,253美元的租金费用，为1、3和4区支付了80,364美元的租金费用。截至2023年12月31日止年度，吉斯马特广场2区的租金支出为84,253美元，1、3和4区的租金支出分别为73,972美元。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们分别欠PT WKM 1383美元和2687美元。

 

我们的审计委员会须审议及批准我们建议进行的任何关联交易。我们的审计委员会章程详细说明了与可能存在实际、潜在或感知利益冲突的交易相关的政策和程序，并可能对此类交易是否符合我们公司和我们的股东的最佳利益提出疑问。

 

专家和法律顾问的利益

 

不适用。

 

项目8。财务资料

 

本项目要求的财务报表可在本报告末F-1页开始的部分找到。

 

法律程序

 

我们可能会不时受到在正常业务过程中产生的法律诉讼。截至本报告发布之日，我们不是任何诉讼或类似程序的当事方。

 

股息政策

 

根据《公司法》的规定和任何类别或股份目前所附带的任何权利：（i）我们的董事可以从我们合法可用于该目的的资金中宣布股息或分配，以及（ii）我们的股东可以通过普通决议宣布股息，但该股息不得超过董事建议的金额。

 

根据《公司法》有关适用公司股份溢价账户的要求，并经普通决议批准，股息也可从任何股份溢价账户中宣派和支付。董事在向股东支付股息时，可以现金或实物支付。

 

除非股份附带的权利规定，否则股息不得计息。

 

我们不知道我们何时或是否会向我们的股东（包括我们的公众股东）支付股息，而我们目前在我们的普通人身上支付股息的可能性很小。我们目前打算保留未来的收益，如果有的话，为我们业务的扩张提供资金。我们未来的股息政策由董事会酌情决定，并将取决于各种因素，包括我们的业务、财务状况、经营业绩、资本要求和投资机会。

 

重大变化

 

自纳入本年度报告的合并财务报表之日起，未发生重大变化。

 

 

项目9。要约及上市

 

我们的普通股在纽约证券交易所美国上市，代码为“INDO”。

 

项目10。补充资料

 

a.

股本

 

不适用。

 

b.	经修订及重述的公司组织章程大纲及章程细则

 

我们经修订和重述的组织章程大纲和章程细则已向SEC提交，作为我们于2019年11月12日向SEC提交的F-1表格注册声明的证据。此类备案中包含的经修订和重述的组织章程大纲和章程细则以引用方式并入。

 

c.

物资合同

 

作为附件附于本年度报告或以引用方式并入本文的是我们认为在紧接本年度报告日期之前的两年期间既重要又超出正常业务过程的合同。我们建议您参考“第4项。公司信息》和“第七项”下的“关联交易”。大股东与关联交易”的这份年报，对这些合同进行了讨论。除本年度报告所讨论的情况外，我们没有任何重大合同，除了在日常业务过程中订立的合同外，我们是其中的一方。

 

d.

外汇管制

 

开曼群岛没有外汇管制条例或货币限制。

 

e.

税收

 

以下关于投资我国普通股的重大开曼群岛、印度尼西亚和美国联邦所得税后果的讨论基于截至本年度报告之日有效的法律及其相关解释，所有这些都可能发生变化。本讨论不涉及与投资我们的普通股有关的所有可能的税务后果，例如州、地方和其他税法规定的税务后果。就讨论涉及开曼群岛税法事项而言，它代表了我们开曼群岛法律顾问Ogier的意见。

 

开曼群岛税务

 

开曼群岛目前不对个人或公司根据利润、收入、收益或增值征税，也不存在遗产税或遗产税性质的征税。除可能适用于在开曼群岛管辖范围内或在开曼群岛管辖范围内执行后执行的文书的印花税外，开曼群岛政府没有征收可能对我们具有重大意义的其他税款。在开曼群岛，就开曼群岛公司发行股份或任何股份转让（在开曼群岛持有土地权益的公司除外）无需缴纳印花税。开曼群岛没有外汇管制条例或货币限制。

 

 

就我们的股票支付股息和资本将不会在开曼群岛征税，向我们的任何股票持有者支付股息或资本将不需要预扣税款，处置我们的股票所获得的收益也不会被征收开曼群岛所得税或公司税。

 

根据《开曼群岛税收减免法（修订版）》第6条，我们获得了开曼群岛财政司的承诺：

 

(1)

开曼群岛颁布的任何对利润或收入或收益或增值征收任何税款的法律均不适用于我们或我们的业务；和

 

(2)

此外，对利润、收入、收益或升值或属于遗产税或遗产税性质的，不得征收以下税种：

 

（一）

于或就本公司的股份、债权证或其他义务而言；或

 

（二）

通过《税务减免法》（修订版）第6（3）节定义的全部或部分“相关付款”的预扣方式。

 

该承诺自2018年11月2日起为期二十年。

 

重要的美国联邦所得税考虑因素

 

根据下文所述的资格和限制，以下是购买、拥有和处置普通股给“美国持有人”的重大美国联邦所得税后果。敦促非美国持有者就购买、拥有和处置普通股给他们带来的美国联邦所得税后果咨询他们自己的税务顾问。

 

就本讨论而言，“美国持有人”是指普通股的受益所有人，即，就美国联邦所得税而言：

 

	●	为美国公民或居民的个人；
	●	在美国或其任何政治分支机构的法律中或根据美国法律创建或组织的公司（或为美国联邦所得税目的作为公司征税的其他实体）；
	●	一种遗产，其收入不论其来源如何，均可计入美国联邦所得税目的的毛收入；或
	●	如果（i）美国境内的法院能够对信托的管理行使主要监督，并且一名或多名美国人有权控制信托的所有实质性决定，或（ii）它有被视为美国人的有效选择，则该信托。

 

“非美国持有人”是指任何个人、公司、信托或遗产，它们是普通股的实益拥有人，而不是美国持有人。

 

这一讨论是基于经修订的1986年《国内税收法》的现行规定或该法典、根据该法颁布的适用的美国财政部条例以及截至本协议发布之日的行政和司法决定，所有这些都可能发生变化，可能具有追溯力，任何变化都可能影响这一讨论的持续准确性。

 

本摘要并不旨在全面描述可能与每个人购买普通股的决定相关的所有税务考虑因素。本讨论并未涉及根据任何特定美国持有人的特定情况可能与任何特定美国持有人相关的美国联邦所得税的所有方面，包括对某些投资收入征收的医疗保险税。特别是，本次讨论仅考虑将拥有普通股作为《守则》第1221条含义内的资本资产的美国持有人，并未涉及可能适用的美国联邦替代最低税或美国联邦所得税后果对受到特殊待遇的美国持有人的影响，包括：

 

	●	经纪交易商或保险公司；
	●	选择按市值计价的美国持有者；

 

 

	●	免税组织或养老基金；
	●	受监管的投资公司、不动产投资信托、保险公司、金融机构或“金融服务实体”；
	●	作为“跨式”、“对冲”、“建设性出售”或“转换交易”或其他综合投资的一部分而持有普通股的美国持有人；
	●	直接、间接或通过归属拥有或拥有我们普通股至少10%投票权的美国持有人；
	●	功能货币不是美元的美国持有者；
	●	获得普通股作为补偿的美国持有人；
	●	否则须向英国征税的美国持有人；
	●	与在美国境外的贸易或业务有关的持有普通股的人；和
	●	美国的某些外籍人士或前长期居民。

 

本讨论不考虑为美国联邦所得税目的被视为合伙企业的实体或其他传递实体或通过合伙企业或其他传递实体持有普通股的个人的持有人的税务待遇。此外，本次讨论不涉及州、地方或非美国税法的任何方面，或可能适用的美国联邦赠与税或遗产税。

 

由于税法的复杂性，以及由于对任何特定普通股持有人的税务后果可能会受到此处未讨论的事项的影响，因此敦促每位普通股持有人就收购的具体税务后果以及普通股的所有权和处置，包括STATE的适用性和有效性，咨询其税务顾问

 

就普通股支付的股息征税

 

根据下文讨论的被动外国投资公司规则，我们就我们的普通股进行的分配总额一般将作为外国来源的被动收入计入美国持有人的总收入。由于我们不会为美国联邦所得税目的确定我们的收益和利润，美国持有人将被要求在收到分配之日将就普通股支付的任何分配，包括从已支付的金额中预扣的非美国税额（如果有的话）视为股息。这种分配一般不会有资格获得一般允许美国公司就从其他美国公司获得的股息获得的扣除。

 

以非美元货币支付的现金分配将按等于股息计入美国持有人收益之日有效的即期汇率的美元金额计入美国持有人收益，而无论支付是否事实上已转换为美元，美国持有人将有一个与该美元价值相等的美国联邦所得税目的的以该非美元计价的计税基础。如果美国持有人在股息计入美国持有人收益的当天将以非美元货币支付的分配转换为美元，美国持有人一般不应被要求确认汇率波动产生的收益或损失。如果美国持有者随后将非美元货币兑换，则因汇率波动而产生的与该非美元货币有关的任何后续收益或损失将是美国来源的普通收入或损失。

 

 

我们向非公司美国持有者支付的普通股股息可能是“合格股息收入”，目前应按降低的税率征税；但前提是（i）我们的普通股可在美国的成熟证券市场上随时流通，（ii）我们在支付股息的纳税年度或上一个纳税年度对美国持有人来说不是一家被动的外国投资公司（如下所述），（iii）美国持有人在除息日前60天开始的121天期间中至少有61天持有我们的普通股，（v）美国持有人没有义务就实质上相似或相关的财产支付相关款项。我们相信，我们的普通股，预计将在纽约证券交易所美国上市，将被视为在美国成熟的证券市场上易于交易，尽管无法保证未来将继续如此。美国持有人降低我们普通股损失风险的任何日子都不计入满足61天的持有期。美国持有人应咨询他们自己的税务顾问，了解他们是否有资格就我们支付的任何股息降低税率。

 

为普通股支付的分配通常将是美国外国税收抵免目的的外国来源被动类别收入，不符合公司通常可以获得的股息扣除条件。根据某些条件和限制，从分配中预扣的任何非美国税款可能有资格抵减美国持有人的美国联邦所得税负债。此外，如果我们股份的投票权或价值的50%或更多由美国人拥有，或被视为拥有（无论我们是否为美国联邦所得税目的的“受控外国公司”），我们的股息中归属于我们从美国境内来源（无论是否与贸易或业务有关）的收入的部分通常将是美国来源的收入。美国持有者将无法直接利用被视为对美国来源收入征收的非美国税收所产生的外国税收抵免。

 

普通股出售或其他处置的税务

 

根据下文讨论的被动外国投资公司规则，美国持有人一般将确认我们普通股的应税出售或其他处置的资本收益或损失，金额等于此类出售或其他处置实现的美元金额之间的差额（在以美元以外的货币为代价的情况下，参照出售或其他处置之日有效的即期汇率确定，或，如果普通股被视为在已建立的证券市场上交易，而美国持有人是现金制纳税人或选择权责发生制纳税人，则结算日有效的即期汇率）和美国持有人以美元确定的此类普通股的调整后计税基础。美国持有人的普通股初始计税基础将是美国持有人的普通股美元成本（通过参考购买之日有效的即期汇率确定，或者，如果普通股被视为在已建立的证券市场上交易，且美国持有人是现金制纳税人或选择权责发生制纳税人，则为结算日有效的即期汇率确定）。

 

出售、交换或以其他方式处置持有超过一年的普通股的资本收益通常将被视为长期资本收益，并有资格为非公司持有人降低税率。美国持有人在出售或以其他方式处置普通股时确认的收益或损失通常将被视为美国来源的收入或损失，用于美国外国税收抵免目的。出售或交换普通股时确认的资本损失的可扣除性受到限制。美国持有人在处置普通股时收到美元以外的货币，并在收到后将这些货币兑换成美元，将根据这些货币对美元的任何升值或贬值而产生外汇损益，这通常将是美国来源的普通收入或损失。

 

被动外资公司

 

根据我们目前的资产和市值构成（会不时波动），我们认为我们现在不会也不会成为美国联邦所得税目的的被动外国投资公司，或PFIC。然而，我们是否是PFIC的确定是每年进行的，在相关纳税年度结束后。因此，由于我们的资产或收入构成的变化，以及我们的市值变化，我们有可能在当前纳税年度或未来年度被归类为PFIC。我们资产的市场价值可能在很大程度上是参考我们普通股的市场价格来确定的，这种价格可能会波动。

 

 

一般来说，如果一家非美国公司至少（i）其总收入的75%被归类为“被动收入”或（ii）其资产的50%（根据季度平均水平确定）产生或持有用于产生被动收入，则该公司将在任何纳税年度被归类为PFIC。出于这些目的，现金被视为一种被动资产。在作出这一决定时，非美国公司被视为赚取其在任何收入中的比例份额，并拥有其在其持有25%或更多（按价值计算）股票的任何公司的任何资产中的比例份额。

 

根据PFIC规则，如果我们在任何时候被视为PFIC，美国持有人持有我们的股份，我们将继续被视为该持有人投资的PFIC，除非（i）我们不再是PFIC，并且（ii）美国持有人已根据PFIC规则作出“视同出售”选择。

 

如果我们在任何时候被视为PFIC，美国持有人持有我们的股份，则美国持有人在出售或以其他方式处置股份时确认的任何收益，以及该持有人收到的“超额分配”（定义见下文）的金额，将在美国持有人持有股份的期间内按比例分配。分配给销售或其他处置的纳税年度以及我们成为PFIC之前的任何一年的金额将作为普通收入征税。分配给其他应纳税年度的金额将酌情按该应纳税年度对个人或公司有效的最高税率征税，并将收取利息。就本规则而言，超额分配是指美国持有人就其股份获得的任何分配超过前三年或美国持有人持有期内所获股份年度分配平均数的125%的金额，以较短者为准。可能会进行某些选举，这将导致股票的替代处理（例如按市值计算的处理）。

 

如果我们在任何纳税年度被视为美国持有人的PFIC，则该美国持有人将被视为拥有我们的任何子公司的股份，这些子公司也是PFIC。然而，对于任何此类子公司，很可能无法选择按市值处理。如果我们被视为PFIC，美国持有者也将受到每年信息报告要求的约束。美国持有者应咨询他们自己的税务顾问，了解PFIC规则可能适用于投资我们的股票。

 

如果我们被归类为PFIC，如果普通股在“合格交易所”“定期交易”，美国持有人可能能够就我们的普通股（但不能就任何较低级别的PFIC的股票）进行按市值计价的选择。一般来说，我们发行的普通股在每个日历季度至少有15天在合格交易所交易超过最低数量的普通股的任何日历年度将被视为“定期交易”。我们认为NYSE American是一家合格的交易所。然而，我们无法保证普通股将在“合格交易所”上市，或将有足够的交易活动让普通股被视为“定期交易”。因此，美国持有者应该咨询他们自己的税务顾问，以确定他们的普通股是否有资格参加按市值计价的选举。

 

如果美国持有人做出按市值计价的选择，对于我们公司作为PFIC的每一年，持有人一般会将该纳税年度结束时普通股的公允市场价值超过其调整后的计税基础的部分（如有）计入普通收入，并允许就该部分的超出部分（如有）产生普通亏损，普通股调整后的计税基础超过其在纳税年度结束时的公允市场价值（但仅限于先前包括的收入因按市值计价选择而产生的净额）。如果美国持有人做出选择，持有人在我们普通股中的计税基础将进行调整，以反映任何此类收入或损失金额。在出售或以其他方式处置我们的普通股时确认的任何收益将被视为普通收入，任何损失将被视为普通损失，以任何先前按市值计价的收益为限。

 

如果美国持有者进行按市值计价的选举，该选举将在进行选举的纳税年度和随后的所有纳税年度生效，除非普通股不再在合格交易所定期交易或IRS同意撤销选举。

 

如果我们被归类为PFIC，美国持有者将没有资格进行将我们视为“合格选举基金”或量化宽松基金选举的选举，因为我们预计不会向美国持有者提供允许进行量化宽松基金选举所需的信息。

 

 

美国信息报告和备份扣留

 

美国持有人一般须遵守有关在美国支付的普通股股息以及出售、交换、赎回或以其他方式处置普通股所支付的收益的信息报告要求。除非美国持有人是一家公司、提供IRS表格W-9或以其他方式确立豁免基础，否则美国持有人须就在美国支付的普通股股息和出售、交换、赎回或以其他方式处置我们普通股所支付的收益缴纳备用预扣税（目前为24%）。

 

备用预扣税不是附加税。根据备用预扣税规则预扣的金额可以从美国持有人的美国联邦所得税负债中贷记，美国持有人可以从IRS获得根据备用预扣税规则预扣的任何超额金额的退款，前提是及时向IRS提供某些信息。促请持有人就备用扣缴的适用以及在其特定情况下获得备用扣缴豁免的可得性和程序咨询其本身的税务顾问。

 

f.

股息及支付代理

 

不适用。

 

g.

专家声明

 

不适用

 

h.

展出的文件

 

我们向SEC提交年度报告和其他信息。您可以在SEC维护的网站http://www.sec.gov以及我们的网站www.indo-energy.com上查阅和复制我们提交的任何报告或文件，包括本年度报告和随附的展品。我们网站上的信息不构成本年度报告的一部分，也不以引用方式并入。

 

我们还将根据该人的书面或口头要求，免费向每个人（包括我们普通股的任何实益拥有人）提供已通过引用并入本年度报告的任何和所有信息的副本。此类请求请向GEISMART PLAZA7 Indonesia Energy Corporation Limited首席投资官James J. Huang咨询^第楼层，JL。Raya Pasar Minggu No. 17 A，Pancoran – Jakarta 12780 Indonesia。

 

i.

子公司信息

 

不适用。

 

项目11。关于市场风险的定量和定性披露

 

信用风险

 

截至2025年、2024年和2023年12月31日，我们的所有应收账款均来自石油和天然气资产的应享权利，但须根据Pertamina根据KSO出售原油进行摊销和利润分享。来自一方的应收账款的这种集中可能会对我们的整体信用风险产生正面或负面的影响，因为Pertamina可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。

 

截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，我们100%的收入是通过经营Kruh Block产生的。我们认为Kruh Block的运营权或KSO不会发生任何重大不利变化。

 

流动性风险

 

见上文“第5项。经营和财务回顾与前景——流动性和资本资源”。

 

 

利率风险

 

我们不进行交易或投机目的的投资，也没有使用任何衍生金融工具来管理我们的利率风险敞口。

 

外币汇率风险

 

我们的报告货币是美元（“USD”，“USD”）。我们开展业务的主要经济环境的货币是美元。因此，美元被确定为我们的功能货币。

 

非美元交易和余额已换算成美元用于财务报告目的。外币交易（主要是印尼盾——“印尼盾”）按交易日的汇率记录。以外币计价的货币资产和负债，按资产负债表日的代表性汇率折算。以非美元货币计值的货币资产负债表项目重新计量产生的所有汇兑损益在发生时反映在经营报表中。

 

请参阅“风险因素–与在印尼开展业务相关的风险–印尼卢比价值的波动可能会对我们产生重大不利影响。”

 

通胀风险

 

我们认为，在当前和可预见的未来，通胀不会成为直接支出的重大风险。然而，如果通胀成为全球经济的重要因素，通胀压力将导致运营和融资成本增加。

 

项目12。股票证券以外证券的说明

 

不适用。

 

第二部分

 

项目13。违约、拖欠股息和拖欠

 

没有。

 

项目14。对证券持有人权利和使用或收益的重大修改

 

证券持有人的权利

 

见项目10。附加信息— B.“经修订和重述的公司组织章程大纲和章程细则”，供参考证券持有人权利的描述，保持不变。

 

项目15。控制和程序

 

A.披露控制和程序

 

在我们的管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，就我们截至2025年12月31日的披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。基于该评估，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，得出结论认为，由于缺乏足够的财务报告和会计人员，他们对美国公认会计原则和SEC报告要求有适当的了解，无法正确处理复杂的美国公认会计原则会计问题，也无法编制和审查我们的合并财务报表和相关披露，以满足美国公认会计原则和SEC财务报告要求，因此我们截至2025年12月31日的披露控制和程序是无效的。我们的管理层还得出结论，由于缺乏在IT环境和IT一般控制活动中设计和实施的足够控制，我们存在与网络安全相关的缺陷，这些控制主要与密码管理以及网络安全管理领域相关。我们的目标是通过下文“管理层关于财务报告内部控制的年度报告”中描述的行动来纠正我们披露控制方面的缺陷。

 

 

披露控制和程序旨在使我们能够在规定的时间内记录、处理、汇总和报告我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求包含的信息，并且有效地确保其根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息被积累并传达给我们的管理层，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时就所要求的披露做出决定。

 

需要注意的是，虽然我们截至2025年12月31日的披露控制和程序是在合理保证水平上设计的，但我们的管理层并不期望我们的披露控制和程序或内部财务控制将防止所有错误或欺诈。一个控制系统，无论设计或操作得多么好，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。

 

B.管理层关于财务报告内部控制的年度报告

 

我们的管理层有责任根据《交易法》第13a-15（f）条的规定，建立和维护对财务报告的充分内部控制。财务报告内部控制是由我们的首席执行官（Wirawan Jusuf）和首席财务官（Gregory L. Overholtzer）设计或在其监督下，并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的过程，旨在就财务报告的可靠性和根据美国公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证，包括那些政策和程序：（i）与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映我们的交易和我们的资产处置，（ii）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许根据公认会计原则编制合并财务报表，收支仅根据我们的管理层和董事会的授权进行，以及（iii）提供合理保证，防止或及时发现可能对合并财务报表产生重大影响的未经授权获取、使用或处置我们的资产。

 

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策和程序的遵守程度可能会恶化。

 

管理层根据Treadway委员会发起组织委员会发布的2013年内部控制框架——综合框架，对我们对财务报告的控制有效性进行了评估。基于这一评估，管理层得出结论，截至2025年12月31日，我们对财务报告的内部控制不有效。

 

在编制截至2025年12月31日止年度的合并财务报表时，我们发现截至2025年12月31日我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷。正如美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）制定的标准所定义，“重大缺陷”是财务报告内部控制方面的缺陷或缺陷组合，从而有合理的可能性无法及时防止或发现年度或中期财务报表的重大错报。

 

我们注意到以下我们认为是实质性弱点的缺陷：

 

-

缺乏足够的对美国公认会计原则和SEC报告要求有适当了解的财务报告和会计人员，无法正确处理复杂的美国公认会计原则技术会计问题，根据美国公认会计原则和SEC规定的报告要求编制和审查包括相关披露在内的财务报表。

 

-

缺乏在IT环境和IT通用控制活动中设计和实施的足够控制，这主要与密码管理以及网络安全管理领域相关。

 

 

在2025年期间，为纠正已识别的重大弱点并改善财务报告的内部控制，我们了解到公司已寻求实施并将继续实施多项措施以解决重大弱点，包括以下方面：

 

	●	我们正在继续努力招聘更多具有美国GAAP和SEC报告要求工作经验的合格内部财务和会计人员。
	●	我们还为会计和财务报告工作人员建立了明确的角色和职责，以解决会计和财务报告问题。
	●	我们打算建立一个培训计划，为财务报告和会计人员提供充分和适当的培训，特别是与美国GAAP和SEC报告要求相关的培训。
	●	如有必要，我们已聘请并将继续聘请专业财务顾问公司，为我们的财务和会计人员提供持续培训，并加强我们的财务报告专业知识和系统。
	●	我们更新了密码参数，要求每6个月更新一次密码。
	●	我们聘请了一位经验丰富的信息技术主管，以改进IT功能并减轻潜在的IT风险。

 

我们预计，我们将在实施此类措施方面产生重大成本。然而，我们不能向你保证，所有这些措施将足以及时或根本弥补我们的物质弱点。如果我们未能实施和维持有效的内部控制系统，以纠正我们在财务报告方面的重大弱点，我们可能无法准确报告我们的经营业绩、履行我们的报告义务或防止欺诈，投资者信心和我们普通股的市场价格可能会受到重大不利影响。

 

C.注册会计师事务所的鉴证报告

 

由于我们于2019年12月19日完成首次公开发行，根据第404条，截至2025年12月31日，我们不再符合新兴成长型公司的资格。我们目前没有被要求遵守截至2025年12月31日的财政年度的第404节的审计师证明要求，因为我们既不是加速申报人，也不是大型加速申报人，即使我们不再能够利用新兴成长型公司在没有SEC提供的其他豁免或救济的情况下可获得的报告豁免。我们将在遵守这些规定方面产生额外费用，我们的管理层将需要投入额外的时间和精力来实施和遵守这些要求。

 

然而，我们目前没有要求我们的注册公共会计师事务所根据第404（b）节就我们对财务报告的内部控制的有效性提供证明报告，因为我们既不是加速申报人，也不是大型加速申报人，并且不再是一家新兴的成长型公司。

 

D.财务报告内部控制的变化

 

除上述情况外，在本年度报告所涉期间，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。

 

项目16。保留

 

项目16a。审计委员会财务专家

 

我们的董事会已确定，根据经修订的1934年证券交易法颁布的S-K条例第407（d）（5）条以及NYSE American的公司治理规则，Michael L. Peterson是独立董事，也是我们审计委员会的成员和主席，是“审计委员会财务专家”。

 

项目16b。Code of Ethics

 

我们的Code of Ethics（“Code of Ethics准则”）适用于我们的所有员工，包括我们的首席执行官、首席财务官和首席会计官。我们的Code of Ethics可在我们的公司网站indo-energy.com上查阅。如果我们修改或放弃我们的Code of Ethics中的一项或多项规定，我们打算以表格6-K提交一份当前报告，通过在我们的网站上发布所需信息，披露对适用于我们的首席执行官、首席财务官和首席会计官的Code of Ethics条款的修改或放弃。

 

 

项目16c。首席会计师费用和服务

 

下表列出截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度由我们的独立注册会计师事务所Marcum Asia CPAs LLP提供的审计及其他服务的总费用：

 

		2025				2024				2023
审计费用1		$	392,000			$	344,000			$	345,000
税费			-				-				-
所有其他费用			-				-				-
费用总额		$	392,000			$	344,000			$	345,000

 

（1）“审计费用”是指我们的首席审计师为审计我们的年度财务报表而提供的专业服务所列出的每个财政年度的已计费或将计费的费用总额。

 

我们没有聘请Marcum Asia CPAs LLP提供税务合规、税务建议、税务规划或任何其他服务。

 

根据我们的章程，审计委员会必须预先批准我们的独立审计师将提供的所有审计和非审计服务以及根据SEC规则和条例颁布的除禁止的非审计服务之外的此类服务的相关费用（受2002年《萨班斯-奥克斯利法案》和SEC规则中规定的不经意的微量例外情况的限制）。在我们于2020年12月首次公开发行股票后，Marcum Asia CPAs LLP为我们的利益而提供的所有服务均已获得审计委员会根据其章程和所有适用的法律、规则和法规的预先批准。

 

项目16d。审计委员会的上市标准豁免

 

不适用。

 

项目16e。发行人及附属买方购买权益证券

 

在本年度报告所涵盖的期间内，我们没有从公开市场购买任何普通股。

 

项目16F。注册人核证会计师的变动

 

没有。

 

项目16g。企业管治

 

作为一家外国私人发行人，根据《交易法》第3b-4条的定义，我们被允许遵循母国（开曼群岛）的某些公司治理规则，以代替NYSE American的公司治理规则。我们的公司治理实践没有偏离纽约证券交易所美国公司治理规则，我们完全遵守所有其他适用的纽约证券交易所美国公司治理标准；但是，前提是（i）在2022年1月，就我们与L1 Capital的融资而言，我们正式采用了母国惯例，从而选择退出纽约证券交易所美国规则，如果我们以低于当时市值的非“公开发行”融资方式发行超过19.99%的当时已发行普通股，则该规则将需要股东批准，并且（ii）在12月22日，2023年，我们采用了母国惯例，从而选择退出纽约证券交易所美国规则，否则该规则将要求每个发行人上市普通股或有投票权的优先股，和/或其等价物不迟于发行人财政年度结束后一年举行年度股东大会。

 

项目16h。矿山安全披露

 

不适用。

 

 

项目16i。关于阻止检查的外国管辖权的披露

 

不适用。

 

项目16J。内幕交易政策

 

我们采用了内幕交易政策，自2024年4月23日起生效，该政策规范董事、高级管理人员和员工购买、出售和其他处置我们的证券的行为，这些行为经过合理设计，旨在促进遵守适用的内幕交易法律、规则和法规，以及适用于我们的任何上市标准。一份内幕交易政策副本作为本年度报告的附件 99.6备案。

 

项目16K。网络安全

 

风险管理和战略

 

我们没有实施网络安全风险管理规定，主要依靠计算机系统中安装的技术保障措施。我们依赖第三方为我们的信息技术（“IT”）基础设施的部分提供服务。我们没有流程来监督和识别与使用任何第三方服务提供商相关的网络安全威胁带来的风险。

尽管网络安全威胁带来的风险迄今尚未受到重大影响，而且我们认为它们没有合理可能产生重大影响，但我们、我们的业务战略、运营结果或财务状况，我们可能会不时遇到与我们的数据和系统相关的威胁和安全事件。见“第3项。关键信息-D.风险因素-与我们业务相关的风险-针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响。”

 

治理

 

我们将IT支持（包括任何网络安全服务）外包给第三方IT服务提供商，不保留内部IT人员。

 

 

第三部分

 

项目17。财务报表

 

见项目18“财务报表”。

 

项目18。财务报表

 

本项目所要求的财务资料连同Marcum Asia CPAs LLP的报告载于第F-1至F-44页，并作为本年度报告的一部分提交。

 

项目19。展览

 

附件				以引用方式并入本文
数		附件标题		表格		档案编号。		附件		备案日期
3.1		经修订及重订的注册人组织章程大纲		F-1		333-232894		3.1		2019年11月12日
3.2		经修订及重订的注册人章程细则		F-1		333-232894		3.2		2019年11月12日
4.1		注册人证券的说明*
10.1		注册人Maderic Holding Limited、HFO Investment Group Limited、Opera Cove International Limited和WJ Energy Group Limited于2018年6月30日签署的股份及应收账款买卖协议。		F-1		333-232894		10.1		2019年7月30日
10.2		注册人、Maderic Holding Limited和HFO Investment Group Limited于2018年6月30日签署的债务转换协议		F-1		333-232894		10.2		2019年7月30日
10.3		债务确认书，日期为2018年6月30日（Maderic Holding Limited）		F-1		333-232894		10.3		2019年7月30日
10.4		债务确认书，日期为2018年6月30日（HFO Investment Group）		F-1		333-232894		10.4		2019年7月30日
10.5		关于收购Citarum Block的合同和/或关于Citarum Block的2016年联合研究（联合研究协议）		F-1		333-232894		10.5		2019年11月12日
10.6		与PT Pertamina就Kruh Block签订技术援助合同		F-1		333-232894		10.6		2019年7月30日
10.7		延长Kruh合同的信函		F-1		333-232894		10.7		2019年8月21日
10.8		注册人与Wirawan Jusuf博士签订的雇佣协议，日期为2019年2月1日+		F-1		333-232894		10.8		2019年7月30日
10.9		购股权协议，日期为2019年2月1日，注册人与Wirawan Jusuf博士+		F-1		333-232894		10.9		2019年7月30日
10.10		注册人与Frank C. Ingriselli之间日期为2019年2月1日的雇佣协议+		F-1		333-232894		10.10		2019年7月30日
10.11		股份期权协议，日期为2019年2月1日，注册人与Frank C. Ingriselli +		F-1		333-232894		10.11		2019年7月30日
10.12		就业协议第一修正案，日期为1月23日。2020年，公司与Frank C. Ingriselli +		6-K		001-39164		10.1		2020年1月29日

 

 

10.13		注册人与正新「 Charlie 」 Wu +订立的雇佣协议，日期为2019年2月1日		F-1		333-232894		10.12		2019年7月30日
10.14		股份期权协议，日期为2019年2月1日，由注册人与正新“Charlie”Wu +签署		F-1		333-232894		10.13		2019年7月30日
10.15		注册人与Mirza F. Said +签订的日期为2019年2月1日的雇佣协议		F-1		333-232894		10.14		2019年7月30日
10.16		股份期权协议，日期为2019年2月1日，注册人与Mirza F. Said +		F-1		333-232894		10.15		2019年7月30日
10.17		雇佣协议，日期为2019年2月1日，注册人与James J. Huang +		F-1		333-232894		10.16		2019年7月30日
10.18		购股权协议，日期为2019年2月1日，注册人与James J. Huang +		F-1		333-232894		10.17		2019年7月30日
10.19		注册人与Gregory L. Overholtzer签订的雇佣协议，日期为2019年2月1日+		F-1		333-232894		10.18		2019年7月30日
10.20		就业协议第一修正案，日期为1月29日。2020年，公司与Gregory L. OverholtzerTERM0 +		6-K		001-39164		10.2		2020年1月29日
10.21		印尼能源股份有限公司2018年股权激励计划+		F-1		333-232894		10.19		2019年7月30日
10.22		公司与L1 Capital于2022年1月21日订立的证券购买协议		6-K		001-39164		10.1		2022年1月25日
10.23		向L1 Capital发行的优先可转换本票，日期为2022年1月21日		6-K		001-39164		10.2		2022年1月25日
10.24		向L1 Capital发行的普通股认股权证表格		6-K		001-39164		10.3		2022年1月25日
10.25		担保，日期为2022年1月21日，由WJ Energy Group Limited以L1 Capital为受益人		6-K		001-39164		10.4		2022年1月25日
10.26		公司与Frank C. Ingriselli于2022年1月21日订立的雇佣协议第二次修订+		6-K		001-39164		10.5		2022年1月25日
10.27		公司与Gregory L. Overholtzer于2022年1月21日订立的雇佣协议第二次修订+		6-K		001-39164		10.6		2022年1月25日
10.28		公司与L1 Capital于2022年3月4日签署的证券购买协议第一次修订		6-K		001-39164		10.1		2022年3月9日
10.29		2022年3月4日向L1 Capital发行的经修订及重订优先可换股本票		6-K		001-39164		10.2		2022年3月9日
10.30		向L1 Capital发行的第二次经修订和重述的优先可转换票据，日期为2022年5月16日。		6-K		001-39164		10.1		2022年5月16日
10.31		公司与H.C. Wainwright & Co.，LLC于2022年7月22日签署的市场发售协议		6-K		001-39164		1.1		2022年7月22日
10.32		公司与H.C. Wainwright & Co.，LLC于2024年3月22日对市场发售协议的第一次修订		F-3		333-278175		10.7		2024年3月22日
10.33		PT Pertamina EP与PT Green World Nusantara（该公司的附属公司）于2023年8月9日就Kruh Block修订营运合作协议的英文译文^		6-K		001-39164		10.1		2023年9月28日
10.34		公司与Frank C. Ingriselli于2023年12月28日签订的雇佣协议第三次修订。		6-K		001-39164		10.1		2024年1月3日
10.35		公司与Gregory L. Overholtzer于2024年1月1日对雇佣协议进行第三次修订。		6-K		001-39164		10.2		2024年1月3日
10.36		公司与Mirza F. Said于2024年1月16日对雇佣协议进行了第一次修订。		6-K		001-39164		10.1		2024年1月18日
10.37		公司与正新「查理」吴的雇佣协议第一次修订，日期为2024年1月16日。		6-K		001-39164		10.2		2024年1月18日
10.38		公司与高级职员/董事于2024年12月16日订立的购股权协议表格。		6-K		001-39164		10.1		2024年12月20日
10.39		公司与Frank Ingriselli于2025年12月29日签署的《雇佣协议第四修正案》。		6-K		001-39164		10.1		2026年1月2日
10.40		公司与Gregory Overholtzer于2026年1月1日签订的雇佣协议第四修正案。		6-K		001-39164		10.2		2026年1月2日
21.1		注册人的附属公司		F-1		333-232894		21.1		2019年7月30日
12.1		根据《1934年证券交易法》第13a-14（a）条/第15d-14（a）条对首席执行官进行认证，2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过*

 

 

12.2		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的1934年《证券交易法》第13a-14（a）条/第15d-14（a）条对首席财务官进行认证*
13.1		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条对首席执行官进行认证**
13.2		根据18 U.S.C.第1350条对首席财务官进行认证，该认证由2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过**
23.1		Marcum Asia CPAs LLP的同意*
99.1		提名和公司治理委员会章程		F-1		333-232894		99.1		2019年7月30日
99.2		薪酬委员会章程		F-1		333-232894		99.2		2019年7月30日
99.3		审计委员会章程		F-1		333-232894		99.3		2019年7月30日
99.4		母国豁免书		6-K		001-39164		99.1		2023年12月22日
99.5		高管薪酬追回政策		20-F		001-39164		99.5		2024年4月26日
99.6		内幕交易政策和程序		20-F		001-39164		99.6		2024年4月26日
101.INS		内联XBRL实例文档*
101.SCH		内联XBRL分类法扩展架构文档*
101.CAL		内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档*
101.DEF		内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档*
101.LAB		内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档*
101.PRE		内联XBRL分类学扩展演示linkbase文档*
104		封面页交互式数据文件（嵌入内联XBRL文档中）*

 

+	管理合同或补偿性计划或安排。
*	随函提交。
**	特此提供。
^	这件展品的某些部分（以“[***]”）已根据条例S-K第601（b）（10）项被省略，因为公司已确定这些部分既不重要，也属于公司视为私人或机密的类型。

 

 

签名

 

注册人特此证明，其符合表格20-F提交的所有要求，并已妥为安排并授权以下签署人代表其签署本年度报告。

 

	Indonesia Energy Corporation Limited
	签名：	/s/Wirawan Jusuf博士
	姓名：	Wirawan Jusuf博士
	职位：	董事长兼首席执行官

 

日期：2026年4月29日

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

 

合并财务报表指数

 

	页
独立注册会计师事务所的报告（PCAOB编号： 5395 )	F-2
截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表	F-3
截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的综合经营报表和综合亏损	F-4
截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的合并股东权益变动表	F-5
截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的合并现金流量表	F-6
合并财务报表附注	F-7

 

 

 

独立注册会计师事务所的报告

 

向Indonesia Energy Corporation Limited的股东和董事会

 

对财务报表的意见

 

我们审计了随附的Indonesia Energy Corporation Limited（“公司”）截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日止三个年度的相关合并经营报表和综合亏损表、合并股东权益变动表和现金流量表以及相关附注（统称“财务报表”）。我们认为，财务报表按照美国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日止三年期间每年的经营业绩和现金流量。

 

解释性段落–持续经营

 

所附财务报表是在假设公司持续经营的情况下编制的。正如附注3中更全面描述的那样，公司出现了重大亏损和经营现金流出，需要筹集额外资金来履行其义务并维持其运营。这些情况对公司的持续经营能力提出了重大质疑。管理层有关这些事项的计划也在附注3中说明。财务报表不包括这种不确定性结果可能导致的任何调整。

 

意见依据

 

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

 

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否不存在重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。公司没有被要求，我们也没有受聘执行对其财务报告内部控制的审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表示这种意见。

 

我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

 

关键审计事项

 

下文通报的关键审计事项是对财务报表的当期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计委员会，并且：（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

 

探明已开发石油储量对探明油气性质的影响，净

 

事项说明

 

如综合财务报表附注2和6所述，截至2025年12月31日，公司很大一部分财产和设备的净余额为904万美元，截至2025年12月31日止年度的折旧、损耗和摊销（“DD& A”）费用为56万美元，与已探明的石油和天然气财产有关。公司油气生产活动采用全成本法核算。正如管理层所披露的那样，公司记录损耗、折旧和摊销费用的比率取决于已探明储量和已探明开发储量的估计，它们被用于单位产量计算。在估算已探明的石油和天然气储量时，管理依赖于对现有地质、地球物理、工程和生产数据的解释和判断。其他假设包括钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性。石油和天然气储量的估算是由公司内部的石油和天然气专家，特别是石油工程师开发的。

 

我们确定履行有关已探明已开发石油储量对已探明油气属性的影响的程序，净额是一项关键审计事项的主要考虑因素是（i）管理层在开发已探明已开发石油储量估计时作出的重大判断，包括使用内部专家，这反过来又导致（ii）在执行与管理层及其内部专家在开发已探明已开发石油储量估计时使用的数据、方法和假设相关的程序和评估审计证据方面存在高度的审计师判断力、主观性和努力。

 

我们如何在审计中处理该事项

 

处理该事项涉及就形成我们对合并财务报表的总体意见履行程序和评估审计证据。我们已：（i）了解管理层制定探明储量估算的过程，（ii）测试管理层在制定估算时使用的数据的完整性和准确性，（iii）为管理层对探明储量的估算和DD & A进行重新计算，（iv）评估管理层的内部专家的资格，以及（v）让外部石油和天然气专家协助执行某些程序，例如评估公司内部专家用于估算区域储量的方法。

 

/s/Marcum Asia CPAs LLP

 

Marcum Asia CPAs LLP

 

我们自2018年起担任公司的核数师。

 

中国广州

2026年4月29日

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

合并资产负债表

（单位：美元（“US $”），除股份数据或另有说明）

 

		2025年12月31日				2024年12月31日
流动资产
现金		$	5,459,309			$	4,573,996
应收账款，净额			343,041				344,340
预付款项和其他流动资产，净额			1,693,897				1,137,224
流动资产总额			7,496,247				6,055,560
非流动资产
受限制现金–非流动			1,920,000				1,920,000
物业及设备净额			42,363				19,691
石油和天然气资产-须经摊销，净额			9,035,337				9,350,890
石油和天然气资产-无需摊销			1,224,667				1,224,667
使用权资产，净额			833,985				881,639
递延费用			839,191				862,949
其他非流动资产，净额			1,363,586				1,599,197
非流动资产合计			15,259,129				15,859,033
总资产		$	22,755,376			$	21,914,593
负债和权益
流动负债
应付账款		$	596,218			$	899,638
应付关联方款项			1,383				2,687
短期经营租赁负债			554,905				556,756
应计费用			228,624				351,596
应交税费			60,986				77,686
其他流动负债			18,248				17,941
流动负债合计			1,460,364				1,906,304
非流动负债
资产报废义务			724,572				776,669
认股权证负债			363,932				578,928
长期经营租赁负债			279,080				324,883
离职后福利准备金			268,908				136,936
非流动负债合计			1,636,492				1,817,416
负债总额		$	3,096,856			$	3,723,720
承付款项和或有事项（附注14）
股东权益
优先股（面值$ 0.00266667 ; 3,750,000 股授权，无截至2025年12月31日和2024年12月31日已发行和流通在外的股份）			-				-
普通股（面值$ 0.00266667 ; 37,500,000 股授权， 14,987,474 和 13,600,519 截至2025年12月31日和2024年12月31日已发行和流通在外的股份）		$	39,966			$	36,267
额外实收资本			70,538,866				63,978,379
累计赤字			( 51,026,783	)			( 45,926,978	)
累计其他综合收益			106,471				103,205
股东权益合计			19,658,520				18,190,873
负债和股东权益合计		$	22,755,376			$	21,914,593

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

合并经营报表和综合亏损

 

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
收入		$	2,012,543			$	2,667,508			$	3,525,454
运营成本和费用：
租赁经营费用			2,577,483				2,764,958				2,950,869
折旧、损耗和摊销			559,925				665,187				702,217
一般和行政费用			3,453,484				5,170,103				3,368,029
总运营成本和费用			6,590,892				8,600,248				7,021,115
经营亏损			( 4,578,349	)			( 5,932,740	)			( 3,495,661	)
其他收入（费用）：
认股权证负债公允价值变动			214,996				( 96,709	)			907,424
外币汇兑收益/（亏损）			78,467				( 116,107	)			136,788
其他应收款备抵			( 822,213	)			( 58,070	)			( 59,604	)
其他收入（费用），净额			7,294				( 139,915	)			( 131,631	)
其他收入（支出）合计，净额			( 521,456	)			( 410,801	)			852,977
所得税前亏损			( 5,099,805	)			( 6,343,541	)			( 2,642,684	)
所得税拨备			-				-				-
净亏损			( 5,099,805	)			( 6,343,541	)			( 2,642,684	)
综合损失：
净亏损			( 5,099,805	)			( 6,343,541	)			( 2,642,684	)
离职后福利的精算收益			3,266				4,715				8,543
综合亏损总额			( 5,096,539	)			( 6,338,826	)			( 2,634,141	)
每股普通股亏损
基本和稀释		$	( 0.35	)		$	( 0.55	)		$	( 0.26	)
加权平均已发行普通股
基本和稀释			14,663,008				11,498,096				10,142,694

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

合并股东权益变动表

 

		数量 股份				金额				实缴 资本				累计 赤字				综合 收入				总股本
		普通股， 面值0.00 266667美元								额外								累计 其他
		数量 股份				金额				实缴 资本				累计 赤字				综合 收入				总股本
截至2022年12月31日的余额			10,142,694			$	27,046			$	54,147,769			$	( 36,940,753	)		$	89,947			$	17,324,009
净亏损			-				-				-				( 2,642,684	)			-				( 2,642,684	)
就业后精算收益			-				-				-				-				8,543				8,543
截至2023年12月31日的余额			10,142,694			$	27,046			$	54,147,769			$	( 39,583,437	)		$	98,490				14,689,868
净亏损			-				-				-				( 6,343,541	)			4,715				( 6,338,826	)
发行股份以换取总裁服务			60,000				160				161,960				-				-				162,120
发行股份换取服务			25,000				67				66,933				-				-				67,000
ATM发行普通股			3,372,825				8,994				8,374,117				-				-				8,383,111
基于股份的补偿			-				-				1,227,600				-				-				1,227,600
余额– 2024年12月31日			13,600,519				36,267				63,978,379				( 45,926,978	)			103,205				18,190,873
余额			13,600,519				36,267				63,978,379				( 45,926,978	)			103,205				18,190,873
净亏损			-				-				-				( 5,099,805	)			3,266				( 5,096,539	)
ATM发行普通股			1,386,955				3,699				6,560,487				-				-				6,564,186
余额– 2025年12月31日			14,987,474				39,966				70,538,866				( 51,026,783	)			106,471				19,658,520
余额			14,987,474				39,966				70,538,866				( 51,026,783	)			106,471				19,658,520

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

合并现金流量表

 

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
经营活动产生的现金流量
净亏损		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)
调整净亏损与经营活动所用现金净额的对账
认股权证负债公允价值变动			( 214,996	)			96,709				( 907,424	)
折旧、损耗和摊销			559,925				665,187				702,217
递延费用摊销			23,758				75,443				75,306
股份补偿的摊销			-				1,227,600				-
使用权资产摊销			638,036				796,499				472,777
可换股票据发行折扣摊销			-				-				( 52,144	)
其他应收款备抵			822,213				58,070				59,604
发行股份以补偿雇员及非雇员服务			-				229,120				-
离职后福利费用			201,771				23,401				27,205
经营资产和负债变动
应收账款			1,299				237,995				( 114,182	)
预付款项及其他流动资产			( 1,085,259	)			679,919				( 1,026,079	)
其他非流动资产			( 58,016	)			( 740,891	)			755,303
应付账款			( 303,420	)			145,815				102,925
其他负债			( 66,226	)			-				-
应计费用			( 122,972	)			177,612				128,133
应交税费			( 16,700	)			16,988				( 87,099	)
资产报废义务			( 75,120	)			360,786				-
经营租赁负债			( 638,036	)			( 796,498	)			( 472,777	)
应付关联方款项–非流动			( 1,304	)			2,687				-
经营活动使用的现金净额			( 5,434,852	)			( 3,087,099	)			( 2,978,919	)
投资活动产生的现金流量
石油和天然气勘探开发费用			( 199,330	)			( 2,821,110	)			( 419,459	)
购置财产和设备			( 44,691	)			-				-
投资活动所用现金净额			( 244,021	)			( 2,821,110	)			( 419,459	)
筹资活动产生的现金流量
ATM发行普通股所得款项，扣除发行成本			6,564,186				8,405,018				-
筹资活动提供的现金净额			6,564,186				8,405,018				-
现金和受限制现金净变动			885,313				2,496,809				( 3,398,378	)
年初现金及受限制现金			6,493,996				3,997,187				7,395,565
年末现金及受限制现金		$	7,379,309			$	6,493,996			$	3,997,187
补充披露现金流信息：
支付的现金：
利息		$	-			$	-			$	-
所得税		$	-			$	-			$	-
现金和受限制现金的调节
现金		$	5,459,309			$	4,573,996			$	2,009,687
受限制现金-流动			-				-				1,567,500
受限制现金-非流动			1,920,000				1,920,000				420,000
现金和受限制的调节		$	7,379,309			$	6,493,996			$	3,997,187
非现金投融资活动
增加资产报废义务		$	23,022			$	487,280			$	42,998
以经营租赁取得的使用权资产换取经营负债		$	634,840			$	478,614			$	169,094

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

 

 

Indonesia Energy Corporation Limited

合并财务报表附注

 

注1 –组织和主要活动

 

Indonesia Energy Corporation Limited（“公司”或“IEC”）

 

Indonesia Energy Corporation Limited于2018年4月24日成立，为一家根据开曼群岛法律获豁免的有限责任公司，为WJ Energy Group Limited（或“WJ Energy”）的控股公司，WJ Energy Group Limited（或“WJ Energy”）进而拥有印度尼西亚100%的营运附属公司，其描述如下。该公司有两个股东：Maderic Holding Limited（或“Maderic”）和HFO Investment Group（或“HFO”），在首次公开募股（“IPO”）之前，它们分别持有IEC已发行股份的87.04%和12.96%。IEC的某些高级管理人员和董事拥有Maderic和HFO的权益。该公司通过其在香港和印度尼西亚的子公司，是一家专注于印度尼西亚市场的石油和天然气勘探和生产公司。公司目前通过在印尼的子公司持有两项油气资产：一个生产区块（“Kruh Block”）和一个勘探区块（“Citarum Block”）。该公司还确定了一个潜在的第三个勘探区块（“Rangkas地区”）。

 

下图说明了公司的结构，包括截至2025年12月31日的合并控股和运营子公司。

 

 

F-7

 

企业结构

 

截至2025年12月31日，公司附属公司详情如下：

公司附属公司详情概要

						百分比 的
		日期		地点		有效				校长
姓名		注册成立		注册成立		所有权				活动
WJ Energy Group Limited（“WJ Energy”）		2014年6月3日		香港			100	%		控股公司
PT Green World Nusantara（“GWN”）		2015年2月27日		印度尼西亚			100	%		Kruh Block操作
PT Harvel Nusantara Energi（“HNE”）		2017年3月20日		印度尼西亚			100	%		控股公司
PT Cogen Nusantara Energi（“CNE”）		2017年12月7日		印度尼西亚			100	%		Citarum Block操作
PT Hutama Wiranusa Energi（“HWE”）		2018年5月14日		印度尼西亚			100	%		Citarum Block操作

 

Kruh Block技术援助合同（“TAC”）和联合运营伙伴关系（“KSO”）

 

公司的收入和盈利潜力主要取决于Kruh Block的石油产量水平以及与国际原油价格相关的印尼原油价格（“ICP”）。

 

Kruh Block运营受GWN和PT Pertamina（Persero）（“Pertamina”）之间建立的TAC管辖，根据该TAC，公司拥有从印度尼西亚指定石油矿床位置开采和生产石油的运营权，但不拥有所有权，直到2020年5月，而Kruh Block的运营权从2020年5月一直作为KSO持续到2030年5月，并于2023年8月进一步延长至2035年9月。此次延期有效给予公司13年时间全面开发现有3个油田，以及Kruh区块其他5个尚未开发的油气含油构筑物。此外，修订后的KSO将我们的税后利润分成从15%提高到35%，增幅超过100%，并将成本回收上限从80%提高到100%。在运营期间，公司支付了包括但不限于勘探、开发、开采、生产、运输、废弃和场地恢复在内的所有支出和义务。这些成本，视用途而定，要么在资产负债表上作为石油和天然气财产资本化——受摊销、净额影响，要么作为租赁运营费用费用化。附注2“油气资产、完全成本法”一节对这些成本的会计处理进行了进一步讨论。

 

该公司每月根据TAC向Pertamina提交一份权利计算报表（“ECS”），说明GWN有权获得的金额。此类权利是通过Pertamina根据现行ICP每月出售该区块生产的原油的收益获得的，但上限为此类每月收益的65%。此外，公司亦有权获得出售该原油的剩余35%收益的额外26.79%，作为利润分享的一部分。这两个部分的应享权利均确认为公司的收入，税后净额。附注2“收入确认”一节进一步讨论了这些权利的会计处理。

 

2020年5月后，该公司根据KSO合同继续对Kruh Block进行运营。本质上，由于其“成本回收”制度，TAC和KSO在性质上非常相似，但有几个重要区别需要注意。两份合同的主要区别在于：（1）在TAC中，所有生产的石油都可在Pertamina与其承包商之间共享，而在KSO中，非共享石油（NSO）产量是由Pertamina与其合作伙伴确定和商定的，这样具有既定递减率的基线产量完全属于Pertamina，因此合作伙伴的收入和产量分成部分应仅从高于NSO基线的产量中确定；（2）在TAC中，成本回收的上限为出售该区块生产的石油所得收益的65%，而在KSO中，成本回收的上限为出售Kruh Block内生产的石油所得收益的100%，作为KSO下期限内发生的成本加上每桶石油运营成本（“bbl”）乘以NSO的80%。KSO合同期间的任何剩余成本回收余额将结转到下一个期间，尽管TAC合同的成本回收余额并未结转到KSO，这意味着随着KSO下的运营商于2020年5月开始运营，成本回收余额已重置为零。截至2025年、2024年和2023年12月31日，KSO业务的未收回支出分别为9980461美元、8684991美元和6521865美元。

 

F-8

 

附注2 –重要会计政策摘要

 

列报和合并的基础

 

公司的合并财务报表是根据美国公认会计原则（“美国公认会计原则”）和美国证券交易委员会（“SEC”）的规则和条例编制的。

 

合并财务报表包括公司及其所有控股子公司自被收购或成立之日起的财务报表。所有公司间余额和交易已在合并中消除。

 

估计数的使用

 

按照美国公认会计原则编制合并财务报表要求公司管理层对资产和负债的呈报金额以及在合并财务报表日期披露或有资产和负债以及该期间收入和支出的呈报金额作出多项估计和假设。公司合并报表中反映的重大会计估计包括但不限于在油气资产损耗和减值及持续经营预测中应用的估计和判断。实际结果可能与这些估计和判断不同。

 

现金

 

现金由库存现金和银行存款组成，提取和使用不受限制。截至2025年12月31日和2024年12月31日，公司没有现金等价物。

 

受限制现金

 

受限制现金包括为银行贷款融资质押的现金、用于废弃和场地恢复的特别账户现金存款以及作为公司经营所在石油和天然气特许权的履约担保。

 

外币交易

 

公司的报告货币为美元（“USD”、“USD”）。公司经营所处的主要经济环境的币种为美元。因此，确定美元为公司的记账本位币。非美元交易和余额已换算成美元用于财务报告目的。外币交易（主要是印尼盾——“印尼盾”）按交易日的汇率记录。以外币计价的货币资产和负债，按资产负债表日的代表性汇率折算。以非美元货币计值的货币资产负债表项目重新计量产生的所有汇兑损益在产生时反映在经营报表中。

 

应收账款和其他应收款

 

公司自2023年1月1日起采用ASU2016-13。2016年6月，FASB发布了ASU2016-13，金融工具–信用损失（主题326）：金融工具信用损失的计量，旨在通过要求更及时地记录金融机构和其他组织持有的贷款和其他金融工具的信用损失来改进财务报告。该准则将以摊余成本计量的工具的预期损失模型取代了已发生损失法。经对截至2023年1月1日的应收账款和其他应收款进行复核，未对期初余额进行留存收益累加效应调整。

 

截至2025年12月31日和2024年12月31日的应收账款和其他应收款按账面价值减去必要的预期信用损失备抵后的可变现净值入账。所有预期信用损失均根据历史经验、当前状况以及合理、可支持的预测对报告日持有的金融资产进行计量。该公司使用前瞻性信息来更好地为我们的信用损失估计提供信息。我们将继续使用判断来确定哪种损失估计方法适合他们的情况。账户余额在用尽所有收款手段且认为收回的可能性很小后从备抵中扣除。本公司并无任何与客户、供应商或其他有关的表外信贷风险。

 

截至2025年12月31日，公司记录的其他应收款信用损失备抵总额为939,887美元，其中包括应收增值税备抵----来自油井设备的流动CAD其他应收款----632019美元，以及应收增值税备抵---非流动---307,868美元。截至2024年12月31日，公司记录了103,433美元的应收增值税备抵--来自油井设备的流动和其他应收款，并记录了14,241美元的应收增值税备抵--非流动。截至2023年12月31日，公司记录了59,604美元的应收油井设备其他应收款的信用损失备抵。

 

F-9

 

信用和集中风险

 

截至2025年12月31日、2024年12月31日及2023年12月31日，公司的所有应收账款均产生于石油天然气资产的应享权利，须由Pertamina根据KSO出售原油进行摊销和利润分享。来自一方的应收账款的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生正面或负面的影响，因为Pertamina可能同样受到经济或其他条件变化的影响。

 

截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度，公司100%的收益乃通过经营Kruh Block产生。公司认为，Kruh Block或KSO的运营权不会发生任何重大不利变化。在公司的应付账款中，Wican Indonesia Energi的29%与租赁相关，CV Tri Arga Kencana的13%负责为公司提供勘探井和后续服务所需的发电机，后者是2025年的新供应商，Pertamina EP.PT的9%用于原油分销的日常成本。截至2024年12月31日止年度，该公司的应付账款中，高达约33%的应付账款总额来自Pertamina，约21%来自Wican Indonesia Energi与日常成本相关的抽油，分别根据KSO生产和短期租赁颠簸将原油分配到Pertamina计费的交付点。截至2023年12月31日止年度，Pertamina和Wican Indonesia Energi分别占与日常成本和颠簸租赁相关的应付账款总额的48%和11%。

 

该公司将其现金和受限现金，存放在信誉良好、信用评级和质量较高的金融机构。近期没有与这些金融机构相关的违约历史。

 

物业及设备净额

 

物业及设备按成本减累计折旧及累计减值亏损列账。成本指资产的购买价格以及为使资产投入现有使用而发生的其他成本。维护和维修计入费用；对物理属性的主要增加进行资本化。

 

租赁物改良的折旧采用直线法在剩余租期或其估计可使用年限中较短者计提。除租赁物改良外，其他财产和设备按其估计使用寿命采用余额递减法计提折旧：

财产和设备估计有用寿命的时间表

		有用的生活
住房和福利		10 年
家具和办公设备		5 年
计算机和软件		5 年
生产设施		5 年
租赁权改善		剩余租期或5年中较短者
钻井和生产工具		5 年
设备		5 年

 

在出售或处置时，资产成本和累计折旧的适用金额将从账目中删除，而处置所得款项净额将记入或贷记综合经营报表。

 

长期资产减值

 

每当有事件或情况变化表明某项资产或资产组的账面值可能不再可收回时，公司会审查其长期资产或资产组的减值情况。当这些事项发生时，公司通过将长期资产或资产组的账面价值与使用该资产或资产组及其最终处置预计产生的预计未贴现未来现金流量进行比较，评估长期资产或资产组的可收回性，当估计未贴现未来现金流量低于账面价值时，则在综合经营报表中对公允价值之间的差额、使用预期未来贴现现金流量与资产账面价值确认减值损失。截至2025年、2024年及2023年止年度，长期资产并无减值。

 

石油和天然气财产，净额

 

公司对油气资产采用完全成本法核算。在完全成本法下，在Kruh Block的KSO下，与已探明储量的资产相关的收购、勘探和开发所产生的所有生产性和非生产性成本均予以资本化。截至2025年、2024年和2023年12月31日，与Kruh储备相关的所有资本化成本均需摊销。资本化成本须接受年度上限测试，该测试将此类成本限制为已探明储量的估计未来净现金流量现值的总和，该现值使用报告所述期间结束前12个月期间内每个月的第一天石油和天然气价格的未加权算术平均值计算，按10%折现，并以成本或已探明财产的公允价值中的较低者计算。如果资本化的未摊销成本超过上限，则超出部分在超出部分发生期间计入费用。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度没有成本上限减记。

 

F-10

 

每个报告期间的耗损按生产单位法计算。耗竭基数为上期资本化油气资产总额，加上本期资本化及未来开发成本。此外，耗尽率计算为耗竭基数除以预计在作业期间开采的估计探明储量总量。然后，消耗被计算为该时期的生产乘以耗尽率。

 

截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，估计探明储量乃根据KSO2020年6月起并于2035年9月到期的Kruh Block的营运权而考虑。

 

与未探明储量或开发中的物业相关的成本，例如产量分成合同（“PSC”）Citarum Block，最初不包括在完全成本耗减基数中。这些费用包括但不限于未经证实的财产获取费用、地震数据以及与财产相关的地质和地球物理研究。一旦储量被确定为探明储量，这些成本就会转移到消耗基数上。

 

经营租赁

 

公司于2022年1月1日采用经修订的追溯法采用会计准则编纂842（“ASC 842”），以反映该准则适用于在综合财务报表中呈列的最早比较期期初存在或之后订立的租赁。公司在ASC 842范围内选择了过渡指南允许的一揽子实践权宜之计，其中包括允许公司结转根据ASC主题840就租赁识别、分类和初始直接成本的会计处理达成的某些历史结论。对于期限为12个月或更短的新的或现有租赁安排，公司选择不在其综合资产负债表中记录资产和负债。本公司在租赁期内按直线法确认该租赁的租赁费用。

 

采用后的最重大影响涉及在公司办公空间租赁综合资产负债表上确认新的使用权（“ROU”）资产和租赁负债。在租赁开始日，公司确认未来固定租赁付款的租赁负债和代表在租赁期内使用标的资产的权利的使用权（“ROU”）资产。租赁负债初始计量为在租赁期内将支付的未来固定租赁付款额的现值。租赁期限包括合理确定将行使续期选择权的期间和合理确定不会行使终止选择权的期间。未来固定租赁付款使用租赁内含利率（如果可用）或在与基础租赁类似期限的抵押基础上的增量借款利率（“IBR”）进行贴现。若存在减值迹象，公司将对ROU资产的账面价值进行评估，并对相关资产组的可收回性进行复核。如果资产组的账面价值被确定为无法收回且超过估计的公允价值，公司将在综合经营报表的其他费用中记录减值损失。

 

递延费用

 

递延费用主要指为获得石油和天然气矿产权而向该区块的雇主（例如Pertamina或SKK Migas）支付的信息、设备和服务、签名奖金和法律要求的TAC、KSO或PSC运营所需的其他费用的补偿。由于这些款项是作为参与石油和天然气经营合同投标的部分要求支付的，并将在未来继续履行履约义务并通过未来经营收回，因此这些款项在整个合同期内按直线法摊销。

 

资产报废义务

 

公司使用合同到期时的预期期限和地下油藏的完全枯竭、作业对油田造成的损害程度以及作为承包商对公司施加的相关政府要求等多种假设来衡量其对油田退役的义务。资产报废义务每季度根据期间发生或结算的任何负债、增值费用以及对估计现金流量和Pertamina要求的变化所做的任何修订进行审查和调整。

 

F-11

 

截至2025年12月31日和2024年12月31日，资产报废债务分别为724,572美元和776,669美元。

 

离职后福利准备金

 

根据印度尼西亚《劳动法》第167条2003年第13号法律的监管要求，离职后福利被确认，以获取公司有义务在KSO到期时一次性支付给在其治理下雇用的员工的金额。此类认可在雇员向公司提供服务期间每年进行一次审查，并通过精算师的参与进行。

 

精算损益在其他综合收益（“OCI”）中确认，并从净损益中永久排除。计划资产的预期收益不在净损益中确认。预期收益被替换为在净损益中确认对净界定资产（或负债）的利息收入（或费用），这是使用用于计量养老金义务的贴现率计算的。更多信息见附注13。

 

所有过去的服务成本将在修正/缩减发生时或实体确认相关重组或终止成本时的较早者确认。

 

进行此类变动是为了在财务状况表中确认养老金资产或负债净额，以反映计划赤字或盈余的全部价值。

 

收入确认

 

公司于2019年1月1日采用了ASC主题606“与客户签订的合同收入”，使用了适用于截至2019年1月1日尚未完成的合同的修正追溯法，即与Pertamina的TAC。在修改后的追溯法下，前期财务状况和业绩未作调整。在期初余额中确认的累积影响调整不包括因这一采用而导致的重大变化。

 

当ECS在印度尼西亚政府公布月度ICP后提交给Pertamina时，公司确认来自石油和天然气财产-Kruh Block ECS的权利的收入以及与Pertamina根据KSO出售原油的利润分享。该公司唯一的履约义务是将其生产的原油交付至距离Kruh Block约3英里的Pertamina Jirak集油站（“Pertamina-Jirak”）。在交付的原油数量和质量被Pertamina接受并记录后，Pertamina负责将原油最终销售给最终用户。销售的原油总量由Pertamina确认，并结合每月公布的ICP，公司通过权利计算表计算其与Pertamina的全部权利金额，此时收入在每月月底履行合同履约义务时确认。公司在产品的保管和控制权转移至Pertamina的时点确认原油收入。

 

公司认为，在确定交易价格方面不需要作出重大判断，包括代表可变对价的金额，因为鉴于实际的体积测量和使用印度尼西亚政府在每月月底确定的ICP，数量和价格具有较低的估计不确定性。因此，公司不认为可变对价的估计受到限制。

 

F-12

 

收入是根据销售公司生产的原油的收益计算的，并由Pertamina进行。此外，公司亦有权额外获得该等销售所得款项余下35%的26.7857%，作为利润分成的一部分。这两部分均确认为公司收入，税后净额。对于作为成本回收计划一部分的此类出售收益上限为80%的KSOO，按月计算，计算方法是乘以公司生产的原油数量和印度尼西亚政府公布的现行ICP加上每桶运营成本的100%乘以NSO。此外，公司亦有权额外获得该等出售所得款项余下20%的49.0 196%，作为利润分享的一部分。在KSO中，一个NSO产量是由Pertamina和公司确定和商定的，这样具有既定递减率的基线产量就完全属于Pertamina，因此公司的收入和产量分成部分只能从高于NSO基线的产量中确定。

 

公司没有任何合同资产（未开票的应收款），因为收入是在原油控制权转移到炼油厂时确认的，并且原油的付款不取决于未来事件。

 

截至2025年12月31日和2024年12月31日，没有合同负债。

 

所得税

 

公司采用资产负债法核算所得税。在这种方法下，递延税项资产和负债的入账是由于现有资产和负债的财务账面值与其各自计税基础之间的差异导致的估计未来税务后果。递延税项资产和负债采用该等暂时性差异预计转回当年的有效税率计量。税率变动对递延税项资产和负债的影响在颁布的税率变动当年确认。如果相关税收优惠很可能无法实现，则建立估值备抵以减少递延所得税资产。

 

不确定的税务状况

 

该公司遵循ASC主题740“所得税”的指导，其中规定了财务报表确认和计量在纳税申报表中采取或预期将采取的税收立场的可能性更大的门槛。本专题还就所得税资产和负债的确认、当期和递延所得税资产和负债的分类、与税务状况相关的利息和罚款的会计处理、中期所得税的会计处理以及所得税披露提供指导。当税务状况在审查中很可能未达到阈值时，公司确认未支付所得税和与税务状况相关的罚款的利息。IEC下属企业的纳税申报表须经相关税务机关审核。根据印度尼西亚共和国税务总局，公司保存文件交易以进行税务审查的诉讼时效为10年。偷税漏税不存在诉讼时效。公司在随附的综合经营报表中确认所得税费用项目内的准备金以及任何利息和罚款。应计拨备及任何相关利息和罚款计入其他税务负债账户。

 

公司根据技术优点评估每个不确定的税务状况（包括潜在的利息和罚款的应用），并衡量与税务状况相关的未确认利益。截至2024年12月31日和2025年12月31日，公司不存在任何未确认的不确定税务状况。截至2024年12月31日及2025年12月31日止年度，公司并无因潜在少缴所得税开支而产生任何利息及罚款。

 

截至2025年12月31日，公司在印度尼西亚的子公司截至2019年12月31日至2024年的纳税年度一般须经印度尼西亚税务机关审查。

 

认股权证负债

 

公司根据会计准则编纂（“ASC”）815-40衍生品和套期保值-实体自身权益中的合同（“ASC 815”）中包含的指导对2022年与可转换票据融资相关的已发行认股权证（见附注8）进行会计处理，其中认股权证不符合权益处理标准并将被记录为负债。因此，在初始确认时，公司将此类认股权证按其公允价值分类为负债。此认股权证负债须于每个资产负债表日重新计量直至行使，任何公允价值变动均在综合经营报表中确认。此类认股权证使用Black-Scholes期权定价模型进行估值，因为此类认股权证没有可观察的交易价格。更多信息见附注8。

 

F-13

 

金融工具的公允价值

 

本公司以经常性基准按公允价值记录其若干金融资产和负债。公允价值被认为是在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所获得的价格或转移负债所支付的价格。在确定要求或允许以公允价值入账的资产和负债的公允价值计量时，公司考虑了其将进行交易的主要或最有利的市场，并考虑了市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设。既定的公允价值层级要求主体在计量公允价值时最大限度地使用可观察输入值，最大限度地减少不可观察输入值的使用。金融工具在公允价值层次结构中的分类是基于对公允价值计量具有重要意义的最低输入水平。可用于计量公允价值的三个层次的投入包括：

 

水平	1适用于相同资产或负债在活跃市场中有报价的资产或负债。
水平	2适用于存在除第1级所含报价以外的对资产或负债可观察到的输入值的资产或负债，例如类似资产或负债在活跃市场中的报价；相同资产或负债在交易量不足或交易不频繁的市场（不太活跃的市场）中的报价；或重要输入值可观察到或主要可从可观察市场数据中得出或得到证实的模型派生估值。
水平	3适用于估值方法中存在对资产或负债的公允价值计量具有重要意义的不可观察输入值的资产或负债。

 

公司金融工具的账面价值，包括现金、受限制现金、应收账款、其他流动资产、应付账款、其他流动负债、应计费用和应付税款，由于这些工具的短期性质，与其公允价值相近。

 

下表列出了截至2025年12月31日和2024年12月31日以经常性公允价值计量的公司资产和负债的信息，表明了公司用于确定此类公允价值的估值技术的公允价值层次：

按公允价值层级内的水平按经常性基础公允价值计量的负债明细表

说明：		报价价格 在活动中 市场 （1级）				重大 其他 可观察 输入 （2级）				重大 其他 不可观察 输入 （三级）
2025年12月31日
L1认股权证（见附注8）		$	-			$	-			$	363,932
离职后福利准备金（见附注11）		$	-			$	-			$	268,908

 

F-14

 

说明：		报价价格 在活动中 市场 （1级）				重大 其他 可观察 输入 （2级）				重大 其他 不可观察 输入 （三级）
2024年12月31日
L1认股权证（见附注8）		$	-			$	-			$	578,928
离职后福利准备金（见附注11）		$	-			$	-			$	136,936

 

分部报告

 

公司在确定可报告分部时采用“管理法”。管理方法将公司首席经营决策者（CODM）用于作出经营决策和评估业绩的内部组织和报告视为确定公司可报告分部的来源。公司的首席运营官已被确定为首席执行官，在做出有关分配资源和评估公司业绩的决策时审查综合业绩。

 

该公司作为在印度尼西亚从事上游石油和天然气行业的单一经营分部管理其业务。它几乎所有的收入都来自印度尼西亚。所有长期资产都位于印度尼西亚。因此，没有列报地理部分。

 

公司提供了所有可比前期的这一分部信息。分部信息汇总如下：

分部资料附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
石油和天然气收入		$	2,012,543			$	2,667,508			$	3,525,454
租赁经营费用			( 2,577,483	)			( 2,764,958	)			( 2,950,869	)
损耗、折旧、摊销			( 559,925	)			( 665,187	)			( 702,217	)
一般和行政费用			( 3,453,484	)			( 5,170,103	)			( 3,368,029	)
其他收入（亏损）总额，净额			( 521,456	)			( 410,801	)			852,977
所得税前油气生产作业结果		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)
分部净亏损		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)
损益调节
调整和调节项目			-				-				-
合并净亏损		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)

 

F-15

 

综合损失

 

综合损失由净损失和其他综合收益两部分组成。其他综合收益是指在美国公认会计原则下作为权益要素入账但不计入净收益或亏损的收入、费用、损益。其他综合收益或损失包括离职后福利的精算损益。

 

承诺与或有事项

 

公司的估计损失或有事项在财务报表发布或可供发布前可获得的信息表明很可能在财务报表日期某项资产已发生减值，或已发生负债且损失金额可以合理估计时，通过计入收益的方式计提。与或有事项相关的法律费用在发生时计入费用。如果损失或有事项不太可能发生或无法合理估计，则在至少有合理可能发生重大损失时，在财务报表中披露该损失或有事项。

 

每股普通股净亏损

 

每股基本净亏损是通过将归属于普通股股东的净亏损除以该期间已发行的公司普通股加权平均数确定的，不考虑潜在稀释性证券，但可以很少或无现金对价发行的普通股除外。稀释每股净亏损的确定方法是，归属于普通股股东的净亏损除以稀释加权平均普通股和稀释后的已发行普通股等值股份。稀释加权平均股份反映了潜在稀释普通股的稀释效应（如有），例如使用适用的“库存股”和/或“如果转换”方法计算的股票期权和认股权证。在报告净经营亏损的时期，所有潜在的稀释性证券通常被视为具有反稀释性，因此每股基本净亏损和每股稀释净亏损相等。

 

对于截至2025年12月31日、2024年和2023年的年度，以下具有潜在稀释性的证券被排除在稀释每股收益的计算之外，因为它们的影响是反稀释的：

抗稀释每股收益时间表

		2025年12月31日				2024年12月31日				2023年12月31日
向L1 Capital发行的认股权证（见附注8）			442,240				442,240				442,240
向L1 Capital发行的可转换票据			-				-				-
向执行管理层授出购股权			440,000				440,000				200,000
合计			882,240				882,240				642,240
具有潜在稀释性的证券			882,240				882,240				642,240

 

最近通过的会计公告

 

FASB或其他标准制定机构已发布或提议的、不需要在未来某个日期之前采用的其他会计公告，预计在采用后不会对公司的合并财务报表产生重大影响。

 

F-16

 

2023年12月，FASB发布了会计准则更新（ASU）2023-09，所得税（主题740）：所得税披露的改进，增强了所得税披露的透明度和决策有用性。修正案通过改进主要与税率调节和所得税已付信息相关的所得税披露，解决了所得税信息的更大透明度问题。ASU还包括某些其他修订，以提高所得税披露的有效性。本ASU中的修订在2024年12月15日之后开始的年度期间内通过追溯应用的预期基础上对公共企业实体有效是允许的。允许提前收养。公司在追溯基础上采用了自2025年1月1日开始的年度ASU2023-09，该采用不会对其披露产生重大影响。

 

近期发布的尚未采用的会计准则

 

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，“损益表费用的分类”，要求公司提供新的财务报表披露，在相关损益表费用标题中分类规定的费用类别。这一修订对2026年12月15日之后开始的年度报告期间和2027年12月15日之后开始的中期报告期间生效，在未来的基础上，允许提前采用和追溯应用。公司目前正在评估采用该准则对合并财务报表的影响。

 

2024年11月，FASB发布了ASU 2024-04，“带有转换和其他选择权的债务（子主题470-20）：可转换债务工具的诱导转换”，旨在明确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。这一修订对2025年12月15日之后开始的年度期间以及2026年12月15日之后开始的财政年度内的中期期间有效。公司目前正在评估该准则对合并财务报表的影响。

 

2025年1月，FASB发布ASU 2025-01，“损益表——报告综合收益——费用分类披露。”ASU 2025-01中的修订对ASC 2024-03的生效日期进行了修订，以明确要求所有公共企业实体在2026年12月15日之后开始的年度报告期间以及2027年12月15日之后开始的年度报告期间内的中期期间采用该指南。允许提前采用。公司目前正在评估这一修订的影响，预计采用这一指引不会对其财务状况、经营业绩和现金流量产生重大影响。

 

2025年7月，FASB发布ASU 2025-05，金融工具—信用损失（主题326）：应收账款和合同资产信用损失的计量。这些修订提供了一种实用的权宜之计，并在适用的情况下提供了一种会计政策选择，以简化某些应收账款和合同资产的信用损失计量。这些修订对2025年12月15日之后开始的年度报告期间以及这些年度报告期间内的中期报告期间有效。允许在尚未发布或可供发布财务报表的任何中期或年度期间提前采用。公司目前正在评估这一修订的影响，预计采用这一指引不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大影响。

 

2025年12月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新（“ASU”）2025-11，中期报告（主题270）：对中期披露要求的改进。该准则明确了中期财务报表的披露要求，并在2026年12月15日之后开始的中期期间生效。允许提前收养。公司目前正在评估这一指导意见对其简明合并财务报表的影响。

 

2025年12月，FASB发布了ASU 2025-12，Codification Improvements（“ASU 2025-12”）。ASU 2025-12解决了从利益相关者收到的关于会计准则编纂的建议，并对美国公认会计原则进行了其他增量改进。该更新代表对旨在使其更易于理解和应用的各种主题的澄清、纠正错误或进行其他改进的编纂的更改。ASU2025-12对2026年12月15日之后开始的财政年度和这些财政年度内的过渡期有效。实体被要求追溯应用对ASC 260的修订。所有其他修订可前瞻性或追溯性适用。允许提前收养。该公司目前正在评估采用ASU2025-12的影响。

 

注3 –持续关注

 

公司合并报表以持续经营为基础编制，预期在正常经营过程中变现资产、清理负债。

 

F-17

 

如公司合并财务报表所示，截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，公司分别发生净亏损5099805美元、6343541美元和2642684美元。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，公司经营活动产生的负现金流分别为5,434，852美元、3,087，099美元和2,978，919美元。截至2025年12月31日，该公司的累计赤字为51,026，783美元。虽然截至2025年12月31日，公司的现金余额为5459309美元，营运资金余额为3998945美元，但可能不足以为自这些财务报表发布之日起未来十二个月的计划运营和合同义务提供资金。这些情况表明了对公司持续经营能力的重大怀疑。

 

公司在必要时主要通过运营现金流和权益工具融资收益为运营提供资金。

 

自2024年3月起，公司已逐步注册和修订其证券发行，以便利通过其市场交易（ATM）协议筹集资金：

 

	●	2024年3月22日，公司提交了新的F-3注册声明（2024年5月31日生效）。这涵盖了一个$ 9,600,000 各种证券的基本招股说明书和一份具体的招股说明书补充文件，用于出售最多$ 4,267,622 经修订的ATM协议下的普通股。
	●	在2024年12月18日、2025年6月17日、2026年2月5日和2026年4月27日，我们提交了ATM招股说明书补充文件，以提高我们的ATM发行限额。由于这些限制，美国可供出售的总额约为$ 3,863,045 , $ 3,219,305 , $ 7,922,577 和$ 14,171,399 分别截至2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日。根据ATM招股说明书补充，我们注册了高达$ 3,850,000 , $ 3,200,000 , $ 7,900,000 ，和$ 14,100,000 ，分别为普通股的价值，包括$ 906,305 , $ 988 , $ 637 ，和$ 5,823,779 ，分别为2024年12月18日、2025年6月16日、2026年2月5日和2026年4月27日之前未售出的ATM招股说明书补充文件中的普通股价值，

 

截至年报日期，该公司已从ATM发行中累计筹集了1780万美元，ATM发行下还有1410万美元可用。

 

截至2026年4月27日，公司拥有约480万美元现金，这些现金存放于金融机构，在提取或使用方面不受限制。公司打算通过实施管理层的计划，包括提高运营效率、降低成本以及债务和股权融资相结合的方式，减轻重大疑问的条件，并满足自公司经审计的综合财务报表发布之日起未来12个月的现金需求。公司将按照公司现金管理计划，及时收回应收账款，安排付款时间。

 

如果公司未能实现这些目标，公司将可能需要额外的融资来执行其业务计划。如果需要额外融资，公司可能会寻求通过其ATM计划筹集资金。然而，公司可能无法及时、以可接受的条件或根本无法获得必要的额外资本，因为我们可能会因不利的市场价格而选择不使用ATM设施，或在需要时发现此类资金无法获得。

 

如果无法从任何来源获得融资来源，或公司未能成功提高毛利率和减少经营亏损，公司可能无法实施当前的扩张计划、偿还债务或应对竞争压力，其中任何一项都将对公司的业务、前景、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

 

公司以持续经营为基础编制合并财务报表。然而，无法保证上述措施能够按计划实现。合并财务报表不包括这种不确定性结果可能导致的任何调整。如果公司无法持续经营，它可能不得不清算其资产，并可能获得低于这些资产在财务报表上的价值。

 

附注4 –现金和受限现金

 

下表提供了合并资产负债表内报告的现金和受限制现金与合并现金流量表中所列这些金额总额的对账：

现金和受限制现金的时间表

		2025				2024
		截至12月31日，
		2025				2024
现金		$	5,459,309			$	4,573,996
受限制现金-流动			-				-
受限制现金-非流动			1,920,000				1,920,000
现金和受限制现金总额		$	7,379,309			$	6,493,996

 

截至2025年12月31日和2024年12月31日，受限制现金涉及：（i）作为金额分别为420,000美元和420,000美元的Kruh Block业绩承诺的延期担保而分别存在于特别账户中的现金，直至2026年7月，（ii）在Mandiri银行Jakarta Cut Meutia分行的定期存款账户中持有的金额分别等于1,500，000美元和1,500，000美元的现金，用作就执行公司对Citarum的合同承诺至2026年7月出具银行保函相关的抵押品。两项受限制现金将继续受到延长限制，因此，应归类为受限制现金-非流动。

 

F-18

 

附注5 –预付款项和其他资产

其他资产明细表

		2025				2024
		截至12月31日，
		2025				2024
应收增值税-当前		$	334,608			$	348,112
其他应收款			227,519				43,824
井设备的其他应收款-流动			609,604				609,604
消耗品和备件			1,083,387				190,584
预付费用			70,798				48,533
减：其他应收款备抵			( 632,019	)			( 103,433	)
预付款项及其他流动资产		$	1,693,897			$	1,137,224
应收增值税–非流动			1,534,521				1,294,611
井设备的其他应收款–非流动			-				-
存款及其他			136,933				133,682
耐用备件			-				185,145
其他非流动资产			1,671,454				1,613,438
减：其他应收款备抵			( 307,868	)			( 14,241	)
其他非流动资产，净额		$	1,363,586			$	1,599,197

 

截至2023年12月31日止年度，公司向第三方出售一台钻机设备。截至2024年12月31日止年度，公司为设备销售的未收回金额记录了99604美元的备抵。钻机设备上的应收款项本应在2025年收到，但截至年报日，应收款项均未收回。考虑到违约的高可能性，截至2025年12月31日，该公司针对钻机设备记录了609,604美元的全额备抵。

 

截至2024年12月31日，该公司还记录了应收增值税备抵，流动和非流动分别为3,829美元和14,241美元。应收增值税为公司向Pertamina支付的合格进项增值税。允许属于增值税一般纳税人的主体将支付给供应商的合格进项增值税与其销项增值税负债相抵。由于公司的销售不受任何增值税输出的限制，公司将向Pertamina开具报销账单，以进行每次报税报销。公司于2022和2023财年将全部应收增值税置于流动资产项下，但基于最新事实和情况，公司于2024年开始收取2021年应收增值税。2025年，公司未向Pertamina收取任何应收增值税。因此，公司认为2021年的增值税将在2026年收取，这是合理的分类为流动资产，而其余则重新分类为非流动资产，因为预计将在2025年12月31日后的未来12个月内收取。由于2025年未收取应收增值税，公司得出结论，对预计回收期内的预计收款适用7.18%的贴现率，应确认预付增值税备抵。截至2025年12月31日，公司将应收增值税备抵增加到流动和非流动分别为22416美元和307868美元。

 

在对上述事实进行评估后，截至2025年12月31日，应收增值税1,534，521美元被归类为非流动资产，334,608美元被归类为流动资产。

 

附注6 –石油和天然气财产，净额

 

以下表格按分类汇总了公司的油气资产。

石油和天然气活动时间表

		2025				2024
		截至12月31日，
		2025				2024
石油和天然气资产–需摊销		$	32,029,501			$	31,807,148
累计耗损			( 11,134,981	)			( 10,597,075	)
累计减值			( 11,859,183	)			( 11,859,183	)
石油和天然气资产–须经摊销，净额		$	9,035,337			$	9,350,890
石油和天然气资产–无需摊销		$	1,224,667			$	1,224,667
累计减值			-				-
石油和天然气资产–不需摊销，净额		$	1,224,667			$	1,224,667

 

F-19

 

以下是石油和天然气资产的变动情况–以摊销余额为准。

石油和天然气资产的移动时间表

		石油和天然气资产 – Kruh Block
2022年12月31日		$	7,469,820
额外资本化			294,540
资产报废成本			( 42,998	)
耗竭			( 609,738	)
2023年12月31日		$	7,111,624
额外资本化			2,815,127
耗竭			( 575,861	)
2024年12月31日		$	9,350,890
额外资本化			222,353
耗竭			( 537,906	)
2025年12月31日		$	9,035,337

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，公司发生了合计开发成本以及废弃和场地恢复准备金，资本化金额分别为222,353美元、2,815，127美元和294,540美元，主要用于地质和地球物理研究以及钻井。

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，需摊销的物业的生产损耗分别为537,906美元、575,861美元和609,738美元。

 

附注7 –财产和设备，净额

财产和设备明细表，净额

		2025				2024
		截至12月31日，
		2025				2024
钻井和生产工具		$	1,499,535			$	1,499,535
租赁权改善			323,675				323,675
生产设施			93,049				93,049
计算机和软件			5,605				5,605
住房和福利			4,312				4,312
家具和办公设备			4,013				4,013
设备			1,650				1,650
车辆			44,691				-
合计			1,976,530				1,931,839
物业、厂房及设备，毛额			1,976,530				1,931,839
减：累计折旧			( 1,934,167	)			( 1,912,148	)
物业及设备净额		$	42,363			$	19,691

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年的年度，计入费用的折旧分别为22019美元、89327美元和92478美元。

 

F-20

 

附注8 –财务负债

财务负债明细表

		2025年12月31日				2024年12月31日
可转换应付票据，扣除债务发行费用			-				-
认股权证负债，扣除债务发行成本		$	363,932			$	578,928

 

根据公司与L1 Capital日期为2022年1月21日的证券购买协议（“购买协议”）的条款，公司于2022年1月21日（“初始交割日”）完成了当时预计总额为7,000，000美元的首次5,000，000美元的部分（“第一部分”）与L1 Capital的私募配售。就第一期交易结束而言，公司向L1 Capital发行（i）本金额不超过7,000，000.00美元的6%原始发行折扣优先可转换票据（“票据”）和（ii）五年期普通股认股权证（“初始认股权证”），以购买最多383,620股普通股，行使价为每股6.00美元，可进行调整。截至原始购买协议之日，计划在该票据下提供第二批（“第二批”）资金，金额为2,000，000美元（“第二批金额”）。该票据需扣除6.0%的原发行折扣。除发生违约事件（如附注所定义）外，该票据不计息。

 

自初始交割日期后120天开始，公司被要求开始通过到期（或14次付款）对票据进行每月分期付款（“每月付款”），根据公司的选择，可以以现金或普通股（或现金和普通股的组合）的方式进行每月付款，该等普通股的发行估值相当于以下两者中较低者：（i）每股6.00美元或（ii）在紧接付款日期前一个交易日结束的连续十（10）个交易日的普通股两个最低收盘价的平均值的90%，底价为每股1.20美元。此外，在涵盖票据基础的适用普通股的登记声明生效日期之后的任何时间（该登记声明已于2022年6月1日宣布生效），票据可根据L1 Capital的选择（全部或部分）转换为已缴足股款和不可评税普通股的数量，该数量通过将L1 Capital选择转换的未偿还票据本金的（x）部分除以（y）每股6.00美元确定，该价格可根据票据的规定进行调整。一旦发生任何未获补救的违约事件，公司将有义务向L1 Capital支付相当于第一次违约事件发生之日经修订票据未偿还本金的百分之一百二十（120%）的金额。

 

2022年3月4日，公司与L1 Capital订立购买协议的第一次修订及经修订及重述的优先可转换本票（“经修订票据”），据此，除其他事项外，第二批金额从2,000，000美元增加至5,000，000美元。在为第二批金额提供资金后，L1 Capital有权获得额外的五年期普通股认股权证（“第二份认股权证”），以每股6.00美元（可调整）购买最多383,620股普通股。

 

于2022年5月16日，公司签立并向L1 Capital交付第二份经修订及重述的优先可换股本票，该票据修订及重述经修订票据的整体（“第二份经修订票据”，并与票据及经修订票据合称“票据”）。除其他事项外，第二份经修订票据规定加速为第二批金额提供资金，于2022年5月23日向公司提供资金，当时向L1 Capital发行第二份认股权证。

 

F-21

 

可转换票据的会计处理

 

采纳ASU 2020-06

 

2020年8月，FASB发布了ASU第2020-06号，债务–带有转换和其他选择的债务（子主题470-20）和衍生品与套期保值–实体自身权益中的合同（子主题815-40）（“ASU 2020-06”）。此次更新删除了（i）具有现金转换特征的可转换债务和（ii）具有有益转换特征的可转换工具的分离模型。根据ASU2020-06，这些功能将与主机合同相结合。ASU2020-06不影响在主题815下作为衍生工具入账的转换特征的会计处理。该更新还要求应用用于可转换工具的if转换方法，当一项工具可能以现金或股份结算时，潜在股份结算的影响将包括在稀释每股收益计算中。本次更新中的修订对公共企业实体在2021年12月15日之后开始的财政年度以及这些财政年度内的过渡期有效。修正将通过完全追溯或修改后的追溯过渡方法通过，仅在实体的财政年度开始时通过。允许提前收养。截至2022年1月1日，公司已选择采用该标准。

 

该公司与L1 Capital评估了其票据的条款，并得出结论，该工具不需要分离，也没有其他需要分离的衍生工具。公司按照ASC 815-15-25对票据的内嵌特征进行了评估，确定最显著的特征为类股权转换选择权，与债务主体工具的关联性不明确、不密切。公司进一步认定其不符合衍生工具的定义，因此不需要分叉并以公允价值单独计量。因此，没有权益部分，公司将票据作为长期债务中的单一负债记录在随附的综合资产负债表中。

 

初始认股权证及第二认股权证（统称“认股权证”）是就票据发行的，行使该等认股权证并不取决于票据的转换；因此，所得款项根据其公允价值优先分配给认股权证，剩余部分则分配给票据。

 

公司在2022年发生了与票据相关的债务发行费用811,000美元，这些费用是根据认股权证的评估公允价值和分配给票据的剩余收益与收到的总收益相比分配给认股权证的。与衍生权证负债相关的债务发行成本在发生时计入费用，在综合经营报表中作为其他费用列报。与票据相关的发行成本作为直接从票据本金中扣除的费用收取。发债、发行费用记为债务贴现，采用实际利率法在可转债工具期限内作为利息费用摊销。

 

关于第二批，由于普通股于2022年5月23日（第二份认股权证发行日）的收盘价相对较高，第二份认股权证的公允价值483.3325万美元超过了收到的所得款项净额（有关认股权证的会计核算详情见下文）。确认了133,325美元的保险损失，没有将剩余收益分配给票据。截至2022年12月31日止年度，两期票据的所得款项总额已支持K-27和K-28井的油井钻探和营运资金一般公司用途。

 

F-22

 

截至2022年12月31日止年度，在L1 Capital的选举中，10,000，000美元本金总额中的9,900，000美元已按每股6.00美元的价格转换为普通股。2023年7月21日，公司以现金向L1 Capital偿还了票据的剩余本金额100,000美元。截至2025年12月31日和2024年12月31日，可转换票据的账面价值余额为0美元。

可转换债务时间表

可转换票据		第一期				第二批				合计
初步认可		$	3,438,933			$	-			$	3,438,933
保险成本摊销			358,155				288,095			$	646,250
转换为普通股			( 3,797,088	)			( 235,952	)			( 4,033,040	)
截至2022年12月31日的余额		$	-			$	52,143			$	52,143
保险成本摊销			-				47,857				47,857
还款			-				( 100,000	)			( 100,000	)
截至2023年12月31日的余额		$	-			$	-			$	-
截至2024年12月31日的余额		$	-			$	-			$	-
截至2025年12月31日的余额		$	-			$	-			$	-

 

认股权证会计

 

认股权证以单独合约与可换股票据一并发行，且在法律上可分离且可单独转让。如果没有有效的登记声明涵盖根据认股权证转售普通股，认股权证可通过“无现金”行使。根据认股权证，每股普通股的行使价为6.00美元，可能会进行某些调整，这些调整不符合根据ASC 815-40-15-7E中包含的指导进行股权处理的标准。因此，在初始确认时，公司将此类认股权证按其公允价值分类为负债。此认股权证负债须于每个资产负债表日重新计量直至行使，任何公允价值变动均在综合经营报表中确认。

 

公司在2022年1月24日发行初始认股权证时确认了915,644美元的认股权证负债。公司在2022年5月23日发行第二份认股权证时确认了4,833，325美元的认股权证负债。

 

由于认股权证交易不活跃，公司利用Black-Scholes期权定价模型估计每个报告期的认股权证公允价值。认股权证负债的估计公允价值根据ASC 820“公允价值计量”使用第3级输入值确定。Black-Scholes模型中固有的是与预期股价波动、预期寿命、无风险利率和股息收益率相关的假设。公司根据与认股权证预期剩余期限相匹配的选定同行公司的历史波动率估计其普通股的波动性。无风险利率基于授予日与认股权证预期剩余期限相近的美国国债零息收益率曲线。认股权证的预期期限假定与其剩余合同期限相当。股息率基于历史利率，公司预计将保持在零。

 

F-23

 

以下反映了所使用的投入和假设：

认股权证估值假设附表

		1月24日， 2022				5月23日， 2022				12月31日， 2022				12月31日， 2023				12月31日， 2024				12月31日， 2025
行权价格		$	6.00			$	6.00			$	6.00			$	6.00			$	6.00			$	6.00
股价		$	3.64			$	14.94			$	4.66			$	2.71			$	2.78			$	2.93
自授予日起的预期期限（年）			5.00				5.00				4.10 首次认股权证及 4.50 第二份认股权证				3.10 首次认股权证及 3.40 第二份认股权证				2.09 首次认股权证及 2.44 第二份认股权证				1.08 首次认股权证及 1.41 第二份认股权证
预期波动			96.32	%			95.90	%			96.03	%			82.40	%			107.66 初步认股权证的百分比及 111.22 第二份认股权证的百分比				86.29 初步认股权证的百分比及 106.15 第二份认股权证的百分比
无风险利率			1.53	%			2.88	%			3.99	%			4.01	%			4.25	%			3.48	%
股息收益率（每股）			-				-				-				-				-				-
认股权证估值假设			-				-				-				-				-				-

 

在截至2022年12月31日的年度内，L1 Capital行使了325,000份初始权证，以每股6.00美元的价格获得325,000股普通股，而公司从行使这些权证中获得了1,950，000美元的收益。截至2025年、2024年和2023年12月31日，已发行和未到期认股权证分别为442,240份、442,240份和442,240份。

 

权证负债变动汇总如下：

认股权证负债明细表

截至2022年1月1日的余额		$	-
截至2022年1月24日初步认股权证的发行情况			915,644
截至2022年5月23日第二份认股权证的发行情况			4,833,325
发行认股权证			4,833,325
50,000 于2022年6月16日行使的认股权证股份			( 119,343	)
185,000 认股权证股份于2022年8月18日获行使			( 915,799	)
90,000 认股权证股份于2022年8月29日获行使			( 445,524	)
认股权证股份获行使			( 445,524	)
本年度认股权证负债公允价值变动			( 2,878,660	)
截至2022年12月31日的余额			1,389,643
本年度认股权证负债公允价值变动			( 907,424	)
截至2023年12月31日的余额		$	482,219
本年度认股权证负债公允价值变动			96,709
截至2024年12月31日的余额		$	578,928
权证负债、期初余额		$	578,928
本年度认股权证负债公允价值变动			( 214,996	)
截至2025年12月31日的余额		$	363,932
权证负债，期末余额		$	363,932

 

F-24

 

附注9 –经营租赁

 

该公司根据ASC主题842，租赁（“ASC 842”）对租赁进行会计处理。对所有合同进行评估，以确定它们是否代表租赁。租赁让渡了在一段时间内控制已识别资产使用的权利，以换取对价。该公司拥有主要由设施组成的经营租赁，剩余租赁期限为一年至三年。租赁期限指直至提前终止日期的期间，除非合理确定公司将不会行使提前终止选择权。

 

租赁根据ASC 842中的指导归类为金融或运营。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日，公司未持有任何融资租赁。

 

该公司还拥有与设备和工具相关的某些租赁。短期租赁是期限为12个月或更短的租赁，不包括我们预期行使的购买标的资产的选择权。公司已选择采用ASC 842中的短期租赁豁免，因此未就这些短期租赁确认“使用权”资产或租赁负债。

 

公司的租赁协议没有规定隐性借款利率，一般情况下，租赁贴现率是按与基础租赁类似期限的增量借款利率的抵押基准设定的。然而，截至2025年12月31日，公司已有多年未从金融机构获得借款，使得使用独立的增量借款利率不适合新的租赁协议。因此，2025年上半年新租赁协议的适用租赁贴现率更新为6.574%，2025年下半年更新为5.232%，分别代表截至2025年12月31日和2024年12月31日的3年期印尼政府债券收益率。加权平均折价率7.15%。

 

所列各期间的租赁费用构成部分如下：

租赁支出时间表

		2025年12月31日				2024年12月31日				2023年12月31日
经营租赁费用		$	638,036				796,499			$	472,777
短期租赁费用			76,077				90,142				939,500
经营租赁费用共计			714,113				886,641				1,412,277
其他信息
经营租赁中使用的经营现金流			638,036				733,547				373,680
加权平均剩余租期（年）			1.56				1.83				2.00
加权平均贴现率			7.15	%			10	%			10	%

 

截至2025年12月31日计入经营租赁负债计量的未来租赁付款额如下：

经营未来租赁付款时间表

		2025年12月31日
2026		$	576,509
2027			306,623
经营租赁负债合计			883,132
减：经营租赁负债折现			( 49,147	)
经营租赁负债现值			833,985
减：经营租赁负债的流动部分			( 554,905	)
经营租赁负债的非流动部分			279,080

 

F-25

 

注10 –税收

 

公司及子公司分别进行纳税申报。

 

1）增值税（“增值税”）

 

公司子公司的活动和收入不征收增值税。增值税通常针对涉及在印度尼西亚转让应税货物或提供应税服务的事件，但某些货物和服务除外，例如直接从其来源开采的采矿或钻探产品，例如原油、天然气和地热能。

 

尽管如此，该公司的子公司被归类为增值税征收机构。顾名思义，增值税征收人被要求在向应税企业（供应商）交付应税货物或服务时向其收取应缴增值税并将增值税税款直接转嫁给政府，而不是转嫁给供应商或服务商。增值税征收方目前为国库、国有企业（Badan Usaha Milik Negara/BUMN）及其部分子公司、PSC公司等。这意味着，虽然公司不需要缴纳增值税，但公司有义务代公司供应商向印尼政府收取增值税并缴纳增值税。

 

2）所得税

 

开曼群岛

 

根据开曼群岛现行税法，公司的收入或资本收益无需缴税。此外，公司向其股东支付股息将不征收开曼群岛预扣税。

 

香港

 

根据香港政府发表的《2018年税务（修订）（第3号）条例》，自2018年4月1日起，在两级利得税率制度下，首批可评税利润中的HKD 200万元的利得税税率将下调至8.25%（为《税务条例》（IRO）附表8指明税率的一半），而余下利润的利得税税率则为16.5%。由于公司的附属公司WJ Energy于呈列期间并无应课税溢利，故于呈列的任何期间均无须征收香港利得税。汇出股息在香港没有预扣税。

 

印度尼西亚

 

GWN、HNE、CNE和HWE在印度尼西亚注册成立，受印度尼西亚企业所得税（“CIT”）法的约束。根据印度尼西亚企业所得税法，从事上游石油和天然气的公司通常必须根据其生产分成合同（在IEC的案例中，即KSO）计算企业所得税。鉴于KSO签署的具体年份（2020年），GWN的KSO运营受制于25%的CIT费率。除非GWN完全收回其支出，否则GWN的KSO操作实际上是免于申请企业所得税的。KSO到期后，Kruh Block石油和天然气投资的任何未收回部分将被视为由公司放弃，并且将不能用于任何未来收益的税收减免目的。根据印度尼西亚企业所得税法，从21财年起，印度尼西亚的应税净收入适用22%的统一企业所得税税率。截至2025年、2024年和2023年12月31日，KSO业务的未收回支出分别为9980461美元、8684991美元和6521865美元。

 

根据印尼企业所得税法，标准企业所得税税率从25%调整为22%。其他印尼子公司受制于22%的统一标准企业所得税税率，这些子公司将不再有资格获得50%的税收优惠，因此应从2021年起使用标准企业所得税税率。

 

F-26

 

所得税拨备的构成部分为：

所得税拨备构成部分附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
当期所得税费用/（收益）		$	-			$	-			$	-
印度尼西亚			-				-				-
国外			-				-				-
当期税费总额/（收益）		$	-			$	-			$	-

 

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
递延所得税费用/（收益）		$	-			$	-			$	-
印度尼西亚			-				-				-
国外			-				-				-
递延所得税费用总额/（收益）		$	-			$	-			$	-

 

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
所得税费用总额/（收益）		$	-			$	-			$	-
印度尼西亚			-				-				-
国外			-				-				-
所得税费用总额/（收益）		$	-			$	-			$	-

 

截至12月31日止年度的所得税拨备前亏损可归因于以下地理位置：

所得税拨备附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
印度尼西亚		$	( 2,535,516	)		$	( 4,027,285	)		$	( 1,060,197	)
国外			( 2,564,289	)			( 2,316,256	)			( 1,582,487	)
所得税前亏损总额		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)

 

公司已追溯采用ASU2023-09。按所得税拨备适用的法定税率计算的所得税拨备对账情况如下：

所得税拨备调节附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
所得税前收入/（亏损）		$	( 5,099,805	)		$	( 6,343,541	)		$	( 2,642,684	)
印度尼西亚法定所得税率			22	%			22	%			22	%
与印度尼西亚法定所得税率计算的所得税费用/（收益）			( 1,121,957	)			( 1,395,579	)			( 581,391	)
国内
TAC/KSO业务的不同税率			( 70,516	)			( 114,102	)			( 26,433	)
TAC/KSO业务未收回支出免税			413,668				934,206				220,274
过期NOL			25,629				75,919				-
估值备抵变动			189,158				( 7,244	)			80,856
外国税收影响
开曼
开曼和印度尼西亚的法定税率差异			563,976				506,704				292,876
其他外国司法管辖区（HK）			42				96				13,818
所得税拨备总额		$	-			$	-			$	-

 

F-27

 

各辖区缴纳的所得税情况如下：

 

所得税调节管辖权附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
印度尼西亚		$	-			$	-			$	-
香港
开曼			-				-				-
已缴所得税总额		$	-			$	-			$	-

 

递延所得税资产和递延所得税负债构成如下：

递延所得税资产负债构成部分附表

		2025				2024				2023
		截至12月31日，
		2025				2024				2023
递延所得税资产
税项亏损结转		$	306,453			$	315,440				356,735
信贷损失备抵			210,221				4,668				-
未实现汇兑（收益）/亏损			11,683				29,384				-
经营租赁负债			210,818				220,410				274,292
递延所得税资产总额，毛额			739,175				569,902				631,027
减：估值备抵			( 535,646	)			( 349,492	)			( 356,735	)
递延税项资产总额，扣除估值备抵			203,529				220,410				274,292
递延税项负债净额			( 203,529	)			( 220,410	)			( 274,292	)
递延所得税资产净额			-				-				-
递延所得税负债
经营租赁使用权资产			( 203,529	)			( 220,410	)			( 274,292	)
递延所得税负债总额			( 203,529	)			( 220,410	)			( 274,292	)
递延税项资产净额			203,529				220,410				274,292
递延所得税负债净额			-				-				-

 

与估值备抵有关的变动如下：

与估值津贴有关的变动表

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
年初余额		$	349,492			$	356,735			$	-
新增			196,156				41,083				356,735
反转			( 6,998	)			( 48,326	)			-
外汇折算调整			( 3,004	)			-				-
年末余额		$	535,646			$	349,492			$	356,735

 

根据印尼税务规定，印尼企业净经营亏损一般可以结转不超过五年，从发生亏损当年的次年开始。不得结转亏损。截至2025年、2024年和2023年12月31日，公司在印度尼西亚的子公司的净营业亏损（NOL）结转总额分别为1,065，972美元、1,153，764美元和1,342，618美元。截至2025年12月31日，如果不加以利用，来自印度尼西亚的净经营亏损结转将在2026年至2030年日历年到期。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日，公司在香港的子公司的NOL结转金额分别为374,058美元、373,405美元和371,872美元，可无到期日结转。根据香港税务条例，净经营亏损将无限期结转，而如果不按照印尼税务条例使用，净经营亏损将于2025年开始到期。

 

公司考虑正面和负面证据，以确定递延所得税资产的部分或全部变现的可能性较大。除其他事项外，该评估考虑了近期亏损的性质、频率和严重程度、对未来盈利能力的预测、法定结转期的持续时间、公司在税收属性到期未使用方面的经验以及税收筹划备选方案。已根据可能性更大的阈值为递延税项资产建立了估值减免。根据适用的会计准则，管理层考虑了集团的亏损历史，并得出结论认为，在所有净经营亏损到期之前，集团很可能不会产生未来的应课税收入。因此，截至2025年12月31日、2024年12月31日和2023年12月31日，公司对递延税项资产的税项亏损结转估值备抵分别为535,646美元、349,492美元和356,735美元。

 

集团根据技术优势评估每个不确定的税务状况（包括潜在的利息和罚款应用），并衡量与税务状况相关的未确认利益。截至2025年、2024年和2023年12月31日，公司不存在任何未确认的不确定税务状况。截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，公司并无产生任何与潜在少缴所得税开支有关的利息及罚款。截至2025年12月31日，公司在印度尼西亚的附属公司截至2019年12月31日至2024年的纳税年度一般须经印度尼西亚税务当局审查。

 

附注11 –关于离职后福利的规定

 

离职后福利准备金包括以下内容：

离职后福利拨款附表

		截至12月31日，
		2025				2024
离职后福利准备金		$	268,908			$	136,936

 

离职后福利准备金在雇员赚取福利的期间确认，而不是在支付或应付时确认。

 

F-28

 

下文概述了如何计量每一类员工福利，提供了确定福利义务和计划资产现值的对账。

设定受益义务和计划资产现值对账附表

		截至12月31日，
		2025				2024
设定受益义务（“DBO”）的现值和计划资产的公允价值
DBO现值，年初		$	136,936			$	118,250
当前服务成本			59,810				22,438
DBO的利息成本			5,107				7,619
过往服务成本-归属			136,854				( 1,198	)
已付福利–不包括计划资产付款			( 66,533	)			-
汇率变动的影响			-				( 5,458	)
年末DBO现值，（预期）			272,174				141,651
DBO精算收益			( 3,266	)			( 4,715	)
年末DBO现值，（实际）		$	268,908			$	136,936
离职后福利准备金		$	268,908			$	136,936

 

以下是截至2025年12月31日和2024年12月31日重新计算雇员福利义务的关键信息：

 

重新计算雇员福利义务的关键信息附表

		2025				2024
		截至12月31日，
		2025				2024
年初负债		$	136,936			$	118,250
离职后福利费用			201,771				23,401
已付福利–不包括计划资产付款			(66,533	)			-
负债精算收益			( 3,266	)			( 4,715	)
年末负债		$	268,908			$	136,936

 

F-29

 

下表汇总了公司在确定离职后福利余额时采用的第3级公允价值计量的量化信息，这些计量利用了重大的不可观察输入值：

 

精算假设		2025年12月31日				2024年12月31日
贴现率			6.37 %和 4.58	%			6.76 %和 0.00	%
计划资产预期收益率			不适用				不适用
工资上涨率			7.00	%			7.00	%
死亡率			Table Mortality Index（“TMI”）of Indonesia，TMI IV 2019				Table Mortality Index（“TMI”）of Indonesia，TMI IV 2019
伤残率			5 TMI IV % 2019				5 TMI IV % 2019
正常退休年龄			58岁和60岁（假定所有雇员在领取养老金年龄退休）。有工作合同到2030年5月22日				58岁（假设所有员工在退休年龄退休）。有工作合同到2030年5月22日

 

提款率		年龄		率				年龄		率
		20 – 29			6.0	%		20 – 29			6.0	%
		30 – 39			5.0	%		30 – 39			5.0	%
		40 – 44			3.0	%		40 – 44			3.0	%
		45 – 49			2.0	%		45 – 49			2.0	%
		50 – 57			1.0	%		50 – 57			1.0	%
		>57			0.0	%		>57			0.0	%

 

F-30

 

附注12 –基于股份的补偿费用

 

购股权

 

a）购股权计划说明

 

2018年10月31日，公司董事会及股东大会通过了公司2018年综合股权激励计划。

 

于2019年2月1日，公司与公司高级管理团队订立购股权协议，即购买公司普通股的激励购股权（“购股权”），作为公司股权激励计划的一部分，授出购股权以购买公司普通股总数1,700，000股。期权股份分配给公司总裁、首席执行官、首席运营官、首席业务发展官和首席投资官，每股行使价等于公司注册IPO中公众投资者支付的每股普通股价格。

 

就反向股票分割而言，于2019年2月1日授出的购股权总数由1,700，000份减少至637,500份。

 

2019年12月19日，与公司注册IPO相关的，公司与执行管理层之间的相互谅解，关于期权授予所建立的补偿性和股权关系的性质确立。63.75万份购股权授予执行管理层，行使价11.00美元。

 

于2024年12月16日，公司根据其2018年综合股权激励计划（同样可能不时修订，称为“计划”）与若干高级职员及董事（“期权协议”）订立购股权协议（“期权协议”），自2024年12月16日（“授出日期”）起生效。期权协议包含基本相似的条款和条件，根据该计划，期权持有人被授予期权（“期权”），以购买公司总计440,000股普通股（“期权股”），每股面值0.00 266667美元，行使价为每股2.79美元。购股权应于授出日期即时归属及可予行使，如股东拥有10%的持股，则于2029年12月16日届满，而其他股东则于2034年12月16日届满。

 

b）估值假设

 

每份授出购股权的估计公平价值乃于授出日期使用Black-Scholes期权定价模型估计，假设如下：

黑校股票期权定价估值假设时间表

		授予日期
预期波动			96.49 % - 137.87	%
无风险利率			1.79 - 4.39	%
自授予日起的预期期限（年）			3.50 - 10.00
股息率			-
稀释因子			0.9203 - 1.379
公允价值			$ 2.48 -$ 8.26

 

每个授予日的预期波动是根据时间范围接近购股权预期期限届满的可比同业公司历史股价内嵌的每日回报的年化标准差估计的。加权平均波幅为授出日期按购股权数目加权的预期波幅。本公司从未就股本宣派或派付任何现金股息，本公司预期于可见未来亦不会派付任何股息。合约期限为购股权的余下合约年期。公司根据购股权授予日以美元计价的美国国债到期收益率估算无风险利率。

 

F-31

 

c）购股权活动

股票期权活动时间表

		期权 优秀				加权 平均 运动 价格				加权 平均 剩余 订约 生活				聚合 内在 价值
										（年）
截至2021年12月31日未偿还			637,500			$	11.00				6.80				-
已获批			-				-				-				-
已锻炼			( 437,500	)			-				-				-
没收			-				-				-				-
截至2022年12月31日归属			200,000			$	11.00				5.80				-
截至2022年12月31日			200,000			$	11.00				5.80				-
已获批			-				-				-				-
已锻炼			-				-				-				-
没收			-				-				-				-
截至2023年12月31日			200,000			$	11.00				4.80				-
已获批			440,000				-				-				-
已锻炼			-				-				-				-
没收/取消			( 50,000	)			-				-				-
截至2024年12月31日			590,000			$	4.88				7.85				-
已获批			-				-				-				-
已锻炼			-				-				-				-
没收			-				-				-				-
截至2025年12月31日			590,000			$	4.88				6.85				-

 

2022年3月3日，公司的某些高管行使了437,500份既得期权，以“净股份结算”的方式购买限制性普通股。行使时发行199,259股。

 

2024年12月19日，公司首席执行官的5万份期权已到期。

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，与公司授予的购股权相关的已确认股份补偿费用分别为零、122.76万美元和零。截至2025年12月31日、2024年12月31日及2023年12月31日，并无与授予公司执行管理层的购股权相关的未确认以股份为基础的薪酬，亦无预期于未来年度确认以股份为基础的薪酬开支。

 

限制性股票

 

公司按照ASC 718核算以股份为基础的薪酬，薪酬-股票薪酬：总体。

 

按照ASC 718，要求公司在授予日以公允价值计量的股票型职工薪酬的补偿成本，并在员工剩余服务期内确认费用。波动率是基于我们股票最近五年的历史波动率。预期寿命假设主要是对持股10%的股东最多10年或5年。期权预期期限的无风险利率以授予时有效的美国国债收益率曲线为基础。公司利用Black-Scholes模型估算期权的公允价值。

 

2020年4月15日，公司向ARC Group Ltd.发行了31,818股普通股，作为就公司首次公开发行提供的咨询服务的补偿，股票的公允市场价值在发行日为3.51美元；同日，公司还向TraDitigal Marketing Group，Inc.发行了12,500股普通股，作为就公司首次公开发行提供的营销服务的补偿，股票的公允市场价值也为3.51美元。截至本报告日期，该等股份并无受任何限制。

 

于2022年1月1日，公司根据公司总裁Frank C. Ingriselli与公司的雇佣协议，向其发行60,000股公司受限制普通股，其中30,000股于2022年7月1日归属，30,000股于2023年1月1日归属。这些普通股的估值为每股2.85美元，这是基于2022年1月3日在纽约证券交易所美国交易所交易的股票的收盘价。截至本报告日期，该等股份并无受任何限制。

 

F-32

 

2022年4月28日，公司向Srax，Inc.发行2,105股普通股，作为就公司投资者关系工作提供咨询服务的补偿。这些普通股的估值为每股19.00美元，这是基于2022年4月28日在纽约证券交易所美国交易所交易的股票的收盘价。截至本报告日期，该等股份并无受任何限制。

 

2024年1月30日，公司根据公司总裁Frank Ingriselli与公司的雇佣协议向其发行60,000股公司限制性普通股，其中30,000股于2024年7月1日归属，30,000股于2025年1月1日归属。这些普通股的价值为每股2.70美元，这是基于2024年1月30日在纽约证券交易所美国交易所交易的股票的收盘价。

 

2024年6月20日，公司向Money Channel NYC，INC发行25,000股公司限制性普通股，以换取服务。截至本报告日期，该等股份并无受任何限制。

 

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，公司记录的与上述发行普通股相关的雇员和非雇员服务报酬分别为零、229,120美元和零。截至本报告日期，该等股份并无受任何限制。

 

注13 –股权

 

该公司于2018年4月24日根据开曼群岛法律成立，IEC向Maderic发行了1,000股普通股。授权普通股数量为100,000，000股，成立时每股面值0.00 1美元。

 

于2018年6月30日，公司与Maderic及HFO（WJ Energy当时的两名股东）订立两项协议：买卖股份及应收款项协议及债务转换协议（统称“重组协议”）。重组协议的意图是重组公司的资本。由于重组协议所设想的交易：（i）WJ Energy（包括其资产和负债）成为公司的全资子公司，（ii）WJ Energy分别欠Maderic和HFO的21,150，000美元和3,150，000美元的贷款按面值转换为公司普通股，以及（iii）公司向Maderic和HFO发行合共15,999，000股普通股。上述交易按名义股份发行（“名义股份发行”）入账。

 

2019年11月8日，公司根据开曼群岛法律以股份合并方式对公司法定股本实施一比零的三七五（1比0.375）股份分割（“反向股票分割”），进而将已发行和流通在外的普通股总数16,000，000股减少至已发行和流通在外的普通股总数6,000，000股，目的是实现一定的股价，作为美国纽约证券交易所某些上市要求的一部分。任何原本会因反向股票分割而产生的零碎普通股，都会被四舍五入到最接近的完整份额。此次反向股票分割使股东在公司的百分比所有权权益维持在Maderic拥有的87.04%（5,222，222股普通股）和HFO拥有的12.96%（777,778股普通股），总计6,000，000股已发行普通股。反向股票分割还将普通股的面值从0.00 1美元增加到0.00 266667美元，并将公司的授权普通股数量从100,000，000股减少到37,500，000股，授权优先股从10,000，000股减少到3,750，000股。反向股票分割并未改变公司普通股的总金额。合并财务报表和相关附注中列报的所有股份数量和每股数据均已追溯重述，以反映上述反向股票分割。截至2019年11月8日，公司法定股本为110,000美元，分为每股面值0.00 266667美元的37,500，000股普通股和每股面值0.00 266667美元的3,750，000股优先股。

 

2019年12月19日，公司普通股在纽交所美国上市IPO。因此，该公司就其IPO以每股11.00美元的价格向公众发行了总计1,363，637股普通股，在扣除承销折扣和发行费用后获得了约1,250万美元的净收益。首次公开发售完成后，公司共有7,363，637股普通股。

 

2020年4月15日，公司向ARC Group Ltd.发行了31,818股普通股，作为就公司首次公开发行提供的咨询服务的补偿；同日，公司还向TraDigital Marketing Group，Inc.发行了12,500股普通股，作为对提供的数字营销服务的补偿，以提高投资者的认识。

 

F-33

 

公司于2021年9月7日向公司总裁Frank C. Ingriselli发行了35,000股普通股，作为根据其雇佣合同的补偿。

 

2021年9月15日，公司向TraDigital Marketing Group，Inc.发行5,000股普通股，作为对提供的数字营销服务的补偿，以提高投资者的认识。

 

于2022年1月1日，公司根据公司总裁Frank C. Ingriselli与公司的雇佣协议向其发行60,000股公司受限制普通股，其中30,000股于2022年7月1日归属，30,000股于2023年1月1日归属。

 

2022年3月3日，公司某些高管行使既得期权，以“净股份结算”方式购买限制性普通股。行使时发行199,259股。

 

2022年4月28日，公司向Srax，Inc.发行2,105股普通股，作为就公司投资者关系工作提供咨询服务的补偿。

 

从2022年6月2日至2022年6月9日，L1 Capital选择以每股6.00美元的价格将本金总额为9,600，000美元的票据转换为普通股。2022年8月18日，L1 Capital选择以每股6美元的价格将本金30万美元的票据进一步转换为普通股。经可换股票据转换，合共发行1,650，000股普通股。

 

2022年6月16日，L1 Capital行使50,000份认股权证，以每股6.00美元的价格购买50,000股普通股。

 

当天，L1 Capital行使185,000份认股权证，以每股6.00美元的价格购买相同数量的普通股，公司收益为1110,000美元。2022年8月29日，L1 Capital行使了额外的90,000份认股权证，以每股6.00美元的价格购买相同数量的普通股，公司收益为540,000美元。认股权证行使后合共发行32.5万股普通股。

 

2022年7月22日，公司与作为公司销售代理的H.C. Wainwright & Co.，LLC（“销售代理”）订立了市场发售协议（“ATM协议”），据此，公司可不时向或通过销售代理发售和出售总发行价格最高为20,000，000美元的普通股（“ATM股份”）。根据ATM协议，ATM股份如由公司发售及出售，将根据日期为2021年2月16日的招股章程及日期为2022年7月22日的招股章程补充文件发售及出售，该招股章程构成公司在表格F-3（档案编号：333-252520）上的货架登记声明的一部分，该登记声明已于2021年2月16日由美国证券交易委员会（“SEC”）宣布生效。2022年8月25日，该公司以每股10.7 407美元的价格出售了177,763股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金）为1,801，193美元。2022年8月25日，公司以每股10.1090美元的价格额外出售280,612股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金）为2750,449美元。2024年5月31日，新的F-3注册声明宣布生效。2024年12月18日，根据F-3表格的一般说明I.B.5中规定的发售限制，我们提交了一份招股说明书补充文件，补充了新F-3注册声明中包含的招股说明书补充文件（“ATM招股说明书补充文件”）及其随附的基本招股说明书中的某些信息，涉及根据ATM协议和ATM修订第1号，通过销售代理提供和出售总发行价高达3,850，000美元的普通股（包括ATM招股说明书补充文件中价值906,305美元的未售出普通股）。截至2024年12月31日止年度，我们出售了3,372，825股ATM股票，净收益（扣除销售代理佣金后）约为8,405，018美元。

 

2024年1月30日，公司根据公司总裁Frank Ingriselli与公司的雇佣协议向其发行60,000股公司限制性普通股，其中30,000股于2024年7月1日归属，30,000股于2025年1月1日归属。这些普通股的价值为每股2.70美元，这是基于2024年1月30日在纽约证券交易所美国交易所交易的股票的收盘价。

 

2024年6月20日，公司向Money Channel NYC，INC发行了25,000股公司限制性普通股，以换取服务。

 

F-34

 

截至2024年12月31日止年度，通过ATM发行的普通股总数为3,372，825股，公司在2024年1月至12月期间通过在ATM发行中发行普通股获得的总收益净额为8,405，018美元。

 

截至2025年12月31日止年度，通过ATM发行了1,386，955股普通股，公司在该年度获得的总收益净额为6,564，186美元。

 

截至2025年12月31日和2024年12月31日，公司已发行普通股总数分别为14,987，474股和13,600，519股。

 

附注– 14关联交易

 

以下为截至2025年12月31日、2024年12月31日、2023年12月31日主要关联方及与公司关联关系一览表：

主要关联方及关系时间表

关联方名称		与公司的关系
马德里克控股有限公司		IEC大股东
HFO投资集团有限公司		IEC的股东
Wirawan Jusuf博士		董事、董事会主席兼首席执行官
Frank C. Ingriselli		总裁
正新“查理”吴		首席技术官
Mirza F. Said		首席运营官兼董事
James J. Huang		首席投资者官兼董事
Grogory L. Overholtzer		首席财务官
CHIU CHEN-CHIA		IEC的股东
CHIU CHEN-TA		IEC的股东
PT。Wiranusa Karana Mardika		Wirawan Jusuf博士控制的实体

 

公司关联方PT WKM为KSO、CNE、HNE和HWE提供办公场所。KSO相关费用记入租赁经营费用项下，与其他关联方相关的租金记入一般及行政费用项下。截至2025年、2024年及2023年止年度的关联方租金开支如下：

关联方租金支出明细表

		2025				2024				2023
		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
一般和行政费用		$	78,823			$	80,364			$	73,972
租赁经营费用			69,205				75,253				84,253
关联方租金支出		$	148,028			$	155,617			$	158,225

 

截至2025年12月31日、2024年12月31日及2023年12月31日，公司应付关联方款项列示如下：

应付关联方款项明细表

应付关联方款项		截至12月31日，
		2025				2024
PT。Wiranusa Karana Mardika		$	1,383			$	2,687
		$	1,383			$	2,687

 

自2023年1月1日起，公司分别向PT WKM租赁Giesmart Plaza Zone 2和Zones 1,3 & 4用于KSO以及CNE、HNE和HWE的组合办公空间。PT WKM由我们的首席执行官Wirawan Jusuf博士拥有，他持有50%的所有权。吉斯马特广场2区租期由2023年1月1日至2024年3月31日延长至2025年3月31日，租赁合约进一步延长至2026年3月31日。Giesmart 1、3和4区租期由2023年1月1日至2024年9月30日，后延长至2027年9月30日。在截至2025年的一年中，我们为Giesmart Plaza Zone 2支付了69,205美元的租金费用，为1、3和4区支付了78,823美元。截至2024年12月31日止年度，我们为Giesmart广场2区支付了75,253美元的租金费用，为1、3和4区支付了80,364美元。截至2023年12月31日，我们在Giesmart广场2区的租金支出为84,253美元，在1、3和4区的租金支出为73,972美元。截至2025年12月31日和2024年12月31日，该公司分别欠PT WKM 1383美元和2687美元。

 

F-35

 

附注15 –承诺和意外情况

 

诉讼

 

公司在日常经营过程中，不时可能会出现日常诉讼、索赔、纠纷等情况。公司在所有这些问题上都为自己进行了有力的辩护。管理层认为，预计不会有任何针对公司的未决或已知的威胁索赔、诉讼或诉讼对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。然而，公司无法确切预测任何该等诉讼或调查事项或任何其他未决诉讼或索赔的结果或影响。无法保证任何此类诉讼和调查的最终结果。截至2025年12月31日，公司无重大未决诉讼。

 

承诺

 

作为收购和维持印度尼西亚石油和天然气区块运营权的一项要求，公司遵循一项工作计划和预算，其中包括坚定的资本承诺。

 

下表汇总了截至2025年12月31日在Kruh Block和Citarum Block中计划进行的所有支出在未贴现基础上的未来承诺金额：

所有计划支出未贴现的未来承付款金额摘要

		性质		未来承诺
		承诺		2026				2027				2028年及以后
Citarum Block PSC
地质和地球物理（G & G）研究		(a)		$	-			$	-			$	950,000
二维地震		(a)			-				-				6,050,000
三维地震		(a)			-				-				2,100,000
钻孔		(b)（c）			-				-				30,000,000
承诺总额-Citarum PSC				$	-			$	-			$	39,100,000
Kruh Block KSO													-
经营承诺		（d）		$	2,690,147			$	4,432,023			$	81,732,271
生产设施					-				700,000				300,000
G & G研究		(a)			100,000				50,000				-
三维地震		(a)			-				-				-
钻孔		(a)（c）			4,000,000				6,000,000				22,000,000
认证					-				-				-
废弃和遗址修复		(a)			76,272				76,272				572,027
承诺总额-Kruh KSO				$	6,866,419			$	11,258,295			$	104,604,298
承诺总额				$	6,866,419			$	11,258,295			$	143,704,298

 

F-36

 

承诺性质：

 

	(a)	根据公司的经济模型确定的承诺和5年的工作计划都包含在估计中。坚定的资本承诺是指与Kruh Block的KSO或Citarum Block的PSC相关的具有法律约束力的义务，其中合同规定了我们在合同的前三年内应进行的最低限度勘探或开发工作。在我们执行需要对工作范围作出承诺的合同的某些情况下，这些承诺已被包括在内，以使付款的金额和时间能够可靠地估计。
	(b)	包括1口勘探井和2口划定井。
	（c）	废弃和场地恢复主要是根据印度尼西亚政府规则，在与场地清理、场地恢复和场地修复相关或相关的油田寿命钻探完成时的上游资产清除费用。
	（d）	经营承诺主要是与计划就Kruh Block KSO对油井进行的维护井工作相关或相关的生产运营成本。

 

附注16 –随后发生的事件

 

管理层评估了在资产负债表日期之后直至综合财务报表发布之日发生的后续事件和交易。根据这一审查，公司没有发现任何需要在财务报表中进行调整或披露的后续事件，但以下情况除外。

 

于2026年2月5日及2026年4月27日，公司提交了两份招股章程补充文件，以修订新F-3注册声明中所载的招股章程补充文件（“ATM招股章程补充文件”）及其随附的基本招股章程，以增加公司根据ATM协议和ATM修订第1号因F-3表格一般说明1.B.5规定的发售限制而有资格出售的普通股的最高数量。由于这些限制，截至2026年2月5日和2026年4月27日，公司可供出售的总额分别约为7922577美元和14171399美元。

 

石油和天然气生产活动的补充资料（未经审计）

 

以下关于公司石油和天然气活动的未经审计的补充信息是根据ASC 932的披露要求提供的。所有石油和天然气业务都位于印度尼西亚。

 

该公司的所有业务都与印度尼西亚Kruh Block的石油和天然气生产活动直接相关。

 

与石油和天然气生产活动有关的资本化成本

资本化成本时间表

		截至12月31日，
		2025				2024				2023
证明属性
矿产权益		$	15,084,658			$	15,084,658			$	15,084,658
水井、设备和设施			16,944,843				16,722,492				13,907,363
已证明属性合计			32,029,501				31,807,150				28,992,021
未经证实的属性
矿产权益			1,224,667				1,224,668				1,155,439
未完井、设备和设施			-				-				-
未证明财产共计			1,224,667				1,224,668				1,155,439
减去累计损耗和减值			( 22,994,164	)			( 22,424,472	)			( 21,880,397	)
净资本化成本		$	10,260,004			$	10,607,346			$	8,267,063

 

F-37

 

石油和天然气资产勘探产生的成本，以及开发

 

报告为成本的金额包括勘探和开发活动的资本化成本以及在Kruh Block的TAC和KSO项下的正常维护运营活动中计入费用的成本。下文列出的勘探成本包括年内钻探和装备成功和不成功的勘探井的成本、地质和地球物理费用以及保留未开发租赁权的成本。开发成本包括钻探和装备开发井的费用，以及相关生产设施的建设费用。

石油和天然气财产勘探和开发所产生的费用附表

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
GWN（Kruh）
探索		$	-			$	-			$	-
发展			222,353				2,815,127				251,542
勘探和开发活动共计		$	222,353			$	2,815,127			$	251,542
CNE（Citarum）
探索		$	-			$	-			$	-
发展			-				69,229				3,635
勘探和开发活动共计		$	-			$	69,229			$	3,635
GWN（Rangkas）
探索		$	-			$	-			$	-
发展			-				-				-
勘探和开发活动共计		$	-			$	-			$	-
石油和天然气资产勘探、开发产生的总成本		$	222,353			$	2,884,356			$	255,177

 

石油和天然气生产活动的运营结果

 

生产活动的业务结果包括业务报告部分内的所有活动。收入来自石油和天然气财产的权利–已证明的Kruh Block以及根据KSO出售原油的利润分享。生产成本是指运营和维护公司油井、相关设备以及油气作业中使用的配套设施的成本，包括在勘探、开发、开采、生产、运输、营销、废弃和场地恢复方面所作的支出和承担的义务；以及与生产相关的一般和行政费用。经营业绩不包括一般办公室管理费用和归属于石油和天然气活动的利息支出。

石油和天然气生产活动的运营结果时间表

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
石油和天然气收入		$	2,012,543			$	2,667,508			$	3,525,454
生产成本			( 2,577,483	)			( 2,764,958	)			( 2,943,173	)
损耗、折旧、摊销			( 559,925	)			( 665,187	)			( 702,217	)
所得税前油气生产作业结果		$	( 1,124,865	)		$	( 762,637	)		$	( 119,936	)
准备金			-				-				-
石油和天然气生产作业结果		$	( 1,124,865	)		$	( 762,637	)		$	( 119,936	)

 

F-38

 

探明储量公司预计将在Kruh Block提升

 

公司已探明的石油储量未经独立石油工程师估算或审查。Kruh Block探明储量的估算是由IEC代表编制的，该团队由工程、地质和地球物理工作人员组成，其依据是美国证券交易委员会的定义和披露指南，该定义和披露准则载于标题17，联邦法规代码，石油和天然气报告的现代化，最终规则于2009年1月14日在联邦公报（SEC法规）中发布。

 

该公司对已探明储量的估计是利用现有的地质和储层数据以及生产性能数据作出的。这些估算每年由内部水库工程师和Pertamina进行审查，并根据额外数据的需要进行修订。修订是由于（其中包括）开发计划、油藏性能、KSO有效期和政府限制等方面的变化。

 

Kruh Block的总经理Denny Radjawane先生和公司首席技术官Charlie Wu先生已审查了储量估算，以确保符合SEC的准则，这些准则包括：（1）所采用的方法的适当性；（2）所依赖数据的充分性和质量；（3）储量估算过程的深度和彻底性；（4）与所使用的相关定义相适应的储量分类；以及（5）估计储量数量的合理性。该公司的首席运营官和首席执行官也对储备金的估计进行了审查。

 

下表为编制储量估算的公司内部团队的个别资质：

准备金估计的个人资格附表

						合计
储备金		大学				专业				专业经历领域（年）
估算 团队		度 专业		学位水平		经验 （年）				钻井和生产				石油工程				生产地质学				储量估算
吴查理		地球科学		博士。			47				12								35				24
弗兰斯·瓦蒂梅纳		石油工程		多发性硬化症。			36				21				15								6
丹尼·拉贾瓦内		地球物理学		多发性硬化症。			34				12								22				16
Fransiska Sitinjak		石油工程		多发性硬化症。			21				6				15								10
尤迪·塞蒂亚万		地质学		学士学位。			22				16				2				4				2
Oni Syahrial		地质学		学士学位。			18				2								16				10
胡安·钱德拉		地质学		学士学位。			19				2								17				11

 

*	储量估算团队的个人至少是以下专业协会之一的成员：美国石油地质学家协会（AAPG）、印度尼西亚地球物理学家协会（HAGI）、印度尼西亚地质学家协会（IAGI）、石油工程师协会（SPE）、印度尼西亚石油工程师协会（IATMI）和印度尼西亚石油协会（IPA）。

 

在KSO的“成本回收”系统中，在该系统下，Kruh Block运营或将运营，公司应占的产量份额和净储量在油价较高时期减少，而在油价较低时期增加。这意味着，由于整个合同期的收益派生方法，估算的净探明储量数量受到油价相关波动的影响。因此，净探明储量是根据公司根据KSO经济模型产生的收入进行估算的。

 

截至2025年12月31日及2024年12月31日，公司估计将有权获得Kruh Block整个运营期间所生产原油销售收入的约81.66%及76.67%。这些估算是基于2025年和2024年车型的Kruh Block运营权均延长至2035年9月，并且成本回收余额在2020年5月重置为零。

 

继Kruh Block延期确认后，该公司批准了18口已探明未开发储量（或PUD）井钻井计划的开发计划，时间安排如下：

已证明未开发储备井的时间表

		单位\年		2026				2027				2028				2029				2030				合计
规划的PUD井		毛井			2				4				4				4				4				18
未来油井成本(1)		美元			4,000,000				8,000,000				8,000,000				6,000,000				6,000,000				32,000,000
已支付的成本		美元			-				-				-				-				-				-
新增总PUD		英国石油公司			397,895				739,504				722,315				560,528				515,360				2,917,602
净增加的净PUD总额		英国石油公司			310,232				603,899				589,862				457,742				420,857				2,382,592

 

(1)	未来油井成本是与新井成本相关的资本支出，不包括生产设施等其他资本支出。

 

F-39

 

下表汇总了2025和2024财年探明已开发和未开发储量：

经证明的发展和未开发储备的时间表

		截至12月31日原油（BBLS），
		2025				注意事项		2024				注意事项
总探明已开发储量（PDP）和未开发储量（PDD）
期初			3,298,961						3,144,659
对先前估计数的修订			( 127,774	)		(a)			207,569			(1)
恢复减少			7,997			(b)			( 7,980	)		(2)
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-						-
生产			( 38,973	)		（c）			( 45,287	)		(3)
出售已到位的矿物			-						-
期末			3,140,211						3,298,961
净探明已开发储量（PDP）和未开发储量（PDD）
期初			2,529,183						2,332,183
对先前估计数的修订			60,493			（d）			237,838			(4)
恢复情况改善			6,531			（e）			( 6,118	)		(5)
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-						-
生产			( 31,826	)		（f）			( 34,720	)		(6)
出售已到位的矿物			-						-
期末			2,564,380						2,529,183
总探明已开发储量（PDP）
期初			163,779						335,191
对先前估计数的修订			89,806			（g）			( 118,145	)		(7)
恢复情况改善			7,997			（h）			( 7,980	)		(8)
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-						-
生产			( 38,973	)		（一）			( 45,287	)		(9)
出售已到位的矿物			-						-
期末			222,609						163,779
总探明未开发储量（PUD）
期初			3,135,182						2,809,468
对先前估计数的修订			( 217,580	)		（j）			325,714			(10)
恢复情况改善			-						-
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-			(k)			-
生产			-			（l）			-
出售已到位的矿物			-						-
期末			2,917,602						3,135,182
净探明已开发储量（PDP）
期初			125,563						248,589
对先前估计数的修订			81,521			(m)			( 82,188	)		(11)
恢复情况改善			6,531						( 6,118	)
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-			（n）			-
生产			( 31,826	)		（o）			( 34,720	)		(12)
出售已到位的矿物			-						-
期末			181,789						125,563
净探明未开发储量（PUD）
期初			2,403,620						2,083,594
对先前估计数的修订			( 21,028	)		（p）			320,026			(13)
恢复情况改善			-						-
购买矿产到位			-						-
扩展和发现			-			（q）			-
生产			-			（r）			-			(14)
出售已到位的矿物			-						-
期末			2,382,592						2,403,620

 

(a)

对先前估计数数额的修订（ 127,774 ）BBLS指1）此前PDP储量预估修正之和 89,806 BBLS（注g）和2）对先前PUD储量估计的修正（ 217,580 ）BBLS（注j）；

 

F-40

 

	(b)	的改善回收量 7,997 BBLS指的是1）之前PDP储量估计的改善恢复的总和 7,997 bBLS（注h）和2）改善回收的PUD储量估计0 bBLS；
	（c）	产量在量 38,973 BBLS是指从1）PDP储量产量总量的总原油产量在 38,973 Kruh Block BBLS（注i）和2）PUD储量产量0 BBLS（注l）；
	（d）	对先前估计数的修订 60,493 BBLS指总量1）净PDP储备修正此前预估量为 81,521 bbls（注m），和2）净PUD储备修正先前估计的金额为（ 21,028 ）BBLS（注p）；
	（e）	The improved recovery in the amount of 6,531 BBLS指净份额 81.66 %的原油产量变动% 7,997 bbls（注b）由于重新安排钻探计划；
	（f）	净PDP和PUD产量为 31,826 BBLS是指净PDP产量之和的量 31,826 bbls（注o）和净PUD生产量为0 bbls（注r）；
	（g）	对先前估计数的修订金额 89,806 bBLS指的是PDP总储量变化 222,609 与之前的估计相比，2025年的bbls 132,803 由于重新安排钻井计划和储量修正，2024年Kruh Block的bbls（往年模型中的预测）；
	（h）	的改善回收量 7,997 BBLS是指原油产量的变化 38,973 bbls（注i）于2025年与先前估计的 30,976 由于重新安排钻井计划和储量修正，2024年Kruh Block的bbls（往年模型中的预测）；
	（一）	PDP产量在量 38,973 BBLS是指2025年生产的PDP储量总量；
	（j）	对先前估计数的修订金额为（ 217,580 ）bbls是指PUD储量总量变化与 2,917,602 2025年的BBLS和 3,135,182 2024年同期至2035年的桶
	(k)	2025年没有新的钻探导致零延伸和发现。
	（l）	量bBLS中的PUD产量指2025年无PUD储量转产；
	(m)	对先前预测的净PDP储备金额的修正 81,521 BBLS指1）净股差之和 81.66 2025年比较% 76.67 2024年占期初总PDP储备量的百分比 163,779 BBLS和2）净份额 81.66 PDP总储量估计数先前估计数修正金额的百分比 89,806 BBLS（注g）；

 

F-41

 

	（n）	2025年没有新的钻探导致零延伸和发现。
	（o）	PDP净产量在量 31,826 BBLS指净份额 81.66 占毛额% 38,973 bbls（注i）2025年生产的PDP储量；
	（p）	对此前PUD储备净估计的修正金额为 ( 21,028 )BBLS指1）净股差之和 81.66 2025年比较% 76.67 2024年占期初PUD储备总量的百分比 3,135,182 BBLS，以及2）净份额 81.66 PUD总储量估计数先前估计数修正金额的百分比 ( 217,580 )BBLS（注j）；
	（q）	2025年没有新的钻探导致零延伸和发现。
	（r）	PUD净产量0 bBLs反映2025年PUD净储量转化为产量；
	(1)	对先前估计数的修订金额为 207,569 BBLS指的是1）修正之前PDP储量估计的总和（ 118,145 ）bbls（注7）和2）对先前PUD储量估计的修正 325,714 BBLS（注10）；
	(2)	的改善回收量 ( 7,980 )BBLS指的是1）PDP储量估计的改善恢复的总和 ( 7,980 )BBLS（注8）和2）改善回收PDP储量估计0桶；
	(3)	产量在量 45,287 BBLS是指从1）PDP储量产量总量的总原油产量在 45,287 bbls（注9）和2）PUD储量产量在Kruh Block的bbls量；
	(4)	对先前估计数的修订 237,838 BBLS指总量1）PDP净储备修正此前预估量为（ 82,188 ）bbls（附注11），和2）净PUD储备修正先前估计的金额为 320,026 BBLS（注13）；
	(5)	The improved recovery in the amount of ( 6,118 )BBLS指净份额 76.67 原油产量变化% ( 7,980 )bbls（注2）由于重新安排钻探计划；
	(6)	净PDP和PUD产量为 34,720 BBLS是指净PDP产量之和的量 34,720 bbls（注12）和净PUD生产量为0 bbls（注14）；
	(7)	对先前估计数的修订金额 ( 118,145 )bBLS指的是PDP总储量变化 163,779 与先前估计的2024年bbls相比 281,925 由于重新安排了钻井计划和储量修正，2023年Kruh Block的bbls（往年模型中的预测）较2025-2035年同期有所增加；
	(8)	的改善回收量 ( 7,980 )BBLS是指原油产量的变化 45,287 2024年的bbls（附注9）与先前估计的 53,267 由于重新安排钻井计划和储量修正，2023年Kruh Block的bbls（往年模型中的预测）；

 

F-42

 

	(9)	PDP产量在量 45,287 BBLS是指2024年生产的PDP储量总量；
	(10)	对先前估计数的修订金额为 325,714 bBLS是指PUD总储量从 2,809,468 2023年BBLS至 3,135,182 bBLS在2024年同期至2035年因为计划钻探的额外4口井
	(11)	对此前PDP储备净额估计数的修正金额为（ 82,188 ）BBLS指1）净股差之和 76.67 与2024年相比的百分比 74.16 2023年占期初PDP储备总额的百分比 335,191 BBLS和2）净份额 76.67 PDP总储量估算量先前估计数修正的百分比（ 118,145 ）BBLS（注g）；
	(12)	PDP净产量在量 34,720 BBLS指净份额 76.67 占毛额% 45,287 bbls（注9）2024年生产的PDP储量；
	(13)	对此前PUD储备净估计的修正金额为 320,026 BBLS指1）净股差之和 76.67 与2024年相比的百分比 74.16 2023年占期初PUD储备总量的百分比 2,809,468 BBLS，以及2）净份额 76.67 PUD总储量估计数先前估计数修正金额的百分比 325,714 BBLS（注10）；
	(14)	PUD净产量0桶反映2024年转为生产的净PUD储量；

 

与探明油气储量相关的贴现未来净现金流量标准化计量

 

以下信息基于公司根据SFAS第69号“关于石油和天然气生产活动的披露”要求使用10%贴现率分别于2025年12月31日和2024年12月31日的贴现未来净现金流量标准化计量所需数据的最佳估计。这些信息不是公允市场价值，也不代表公司已探明油气储量未来现金流的预期现值。

与探明石油和天然气储备有关的贴现未来净现金流量标准化计量时间表

		截至12月31日，
		2025				2024
未来现金流入		$	168,005,410			$	193,436,136
未来生产成本(1)			( 98,181,151	)			( 105,954,239	)
未来开发成本			( 38,402,500	)			( 37,252,500	)
未来所得税费用			( 9,786,354	)			( 16,528,696	)
未来净现金流		$	21,635,405			$	33,700,701
现金流估计时间的10%年度折扣			( 10,940,526	)			( 16,319,939	)
年末贴现未来净现金流量的标准化计量		$	10,694,879			$	17,380,762

 

(1)	生产成本包括石油和天然气运营费用、生产从价税、运输成本以及支持公司石油和天然气运营的一般和行政费用。

 

F-43

 

未来现金流入的计算方法是将ICP前12个月的月均价格应用于年末探明储量数量。ICP由印度尼西亚能源和矿产资源部（“MEMR”）的石油和天然气总局（“DGOG”）按月确定，并根据石油生产地区显示为原油的月度价格。贴现的未来现金流估计不包括公司衍生工具的影响，如果有的话。平均价格见下表。

平均价格时间表

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
每桶原油平均价格		$	65.52			$	76.48			$	77.61

 

未来的生产和开发成本，包括废弃和场地恢复费用，是通过估计年底开发和生产公司已探明原油储量将产生的支出，根据年终成本，并假设现有经济条件的延续来计算的。

 

贴现未来净现金流量变动来源

 

年末归属于公司已探明原油和天然气储量的折现未来净现金流量合计标准化计量的主要变动情况如下表所示。

未来贴现净现金流变动来源附表

		截至12月31日止年度，
		2025				2024				2023
年初贴现未来净现金流的标准化计量		$	17,380,762			$	15,616,090			$	8,233,330
延长、发现和改善恢复，相关成本减少							-				500,000
对先前数量估计的修订			153,937				7,986,113				40,409,025
预计未来开发成本的变化			( 1,202,372	)			( 9,776,094	)			( 584,751	)
购买（销售）到位矿产							-				-
价格和生产成本净变动			( 17,458,921	)			( 1,709,876	)			( 6,345,840	)
折扣的增加			5,379,413				1,998,213				( 13,627,415	)
已生产石油和天然气的销售，扣除生产成本			( 352,665	)			( 634,058	)			( 2,643,773	)
期间发生的开发成本			52,372				2,391,094				121,822
预计未来生产的时间变化和其他							-				-
所得税净变动			6,742,342				1,509,280				( 10,446,308 )
年末贴现未来净现金流量的标准化计量		$	10,694,879			$	17,380,762			$	15,616,090