美国 美国

证券交易委员会

华盛顿，哥伦比亚特区20549

表格 20-F

(标记 一)

或

对于 截止的财政年度12月31日, 2021

或

☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的过渡报告

或

☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的规定，壳牌公司的报告

需要该空壳公司报告的事件日期 ：不适用

对于 ，从_到_的过渡期

佣金 文件编号：001-39164

印度尼西亚 能源有限公司

(注册人在其章程中明确规定的名称)

不适用

(将注册人姓名翻译成英文)

开曼群岛

(公司或组织的管辖权 )

吉斯玛特广场 7^这是地板

JL. Raya Pasar Minggu 17A号

潘科拉 -雅加达 12780 印度尼西亚

(主要执行办公室地址 )

James J.Huang

首席投资官

电话： +62 21 576 8888

电子邮件： 邮箱：james.Huang@Indo-energy.com

(公司联系人姓名、电话、电子邮件和/或传真号码和地址)

根据该法第12(B)条登记或将登记的证券：

根据该法第12(G)条登记或将登记的证券：无

根据该法第15(D)条负有报告义务的证券：无

说明 截至年报所涉期间结束时发行人所属各类资本或普通股的流通股数量 ：截至2021年12月31日，有7,447,955在注册人的普通股中，已发行和已发行的每股面值为0.00267美元。截至本文件提交之日，已发行普通股数量为7,462,955股。

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示 。☐是☐不是

如果此报告是年度报告或过渡报告，请勾选标记以确定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☐不是

注 -勾选上述复选框不会解除根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交报告的任何注册人在这些条款下的义务。

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2) 在过去90天内是否符合此类提交要求。☒是 ☐ No

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则(本章232.405节)第405条要求提交的每个交互数据文件。☒是 ☐ No

用复选标记表示注册者是大型加速文件服务器、加速文件服务器、非加速文件服务器还是新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申请者”、“加速申请者”和“新兴成长型公司”的定义 。

如果 一家根据美国公认会计原则编制财务报表的新兴成长型公司，用勾号表示注册人 是否已选择不使用延长的过渡期来遵守†根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则 。☐

† 新的或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。

用复选标记表示注册人在编制本文件所包含的财务报表时使用了哪种会计基础：

如果在回答上一个问题时勾选了“其他”，请用复选标记表示注册人选择遵循哪个财务报表项目。

☐ Item 17 ☐ Item 18

如果这是年度报告，请用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易所规则》第12b-2条所述)。

☐ Yes ☐不是

在根据法院确认的计划进行证券分销之后，用复选标记表示注册人是否已提交1934年《证券交易法》第12、13或15(D)节要求提交的所有文件和报告。

☐ Yes ☐ No

目录表

有关前瞻性陈述的警示性 声明

本年度报告包含根据1995年《私人证券诉讼改革法》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有关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，以及除历史事实陈述之外的其他陈述。 此外，任何提及未来事件或情况的预测、预测或其他特征的陈述，包括 任何潜在假设，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”、 “可能”、“潜在”、“预测”、“项目”、“应该”、“将”以及类似的表述可识别前瞻性表述，但没有这些表述并不意味着该表述不是前瞻性表述。

本年度报告中的 前瞻性陈述基于各种假设，其中许多假设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、我们记录中包含的数据以及第三方提供的其他数据的审查。尽管我们认为这些假设在作出时是合理的，因为这些假设本身就受到很难或不可能预测且超出我们控制范围的重大不确定性和意外情况的影响，但我们不能向您保证我们将实现或实现这些预期、信念或预测。因此，我们告诫您不要依赖任何前瞻性陈述。

这些陈述中的许多 都是基于我们对超出我们控制或预测能力的因素的假设，并受到重大风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性在“第3项.关键信息-D.风险因素”中有更全面的描述。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，在我们看来，可能导致实际结果与前瞻性陈述中讨论的结果大不相同的重要因素包括：

如果 一个或多个前述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，或者我们无法 处理任何前述因素，我们的实际结果可能在重大和不利方面与这些前瞻性陈述中预测的结果大不相同。因此，不能保证我们预期的实际结果或发展将会实现，或者即使基本实现了，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，告诫潜在投资者不要过度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、未来事件还是其他原因，除非适用法律另有要求。如果更新了一个或多个前瞻性陈述，则不应推断将对这些或其他前瞻性陈述进行额外更新。

风险因素摘要

投资我们的普通股具有很高的投机性，涉及很大程度的风险。以下是与我们公司相关的风险、不确定性和其他因素的摘要。由于以下仅为摘要， 鼓励您仔细考虑“第1A项”中列出的所有风险因素。风险因素“以及本报告中包含的所有其他信息，包括财务报表。

第 部分I

除文意另有所指外，如本年度报告所用，“本公司”、 及“本公司”均指印度尼西亚能源有限公司及其任何或所有附属公司。提及我们的“管理层”或我们的“管理团队”是指我们的高级管理人员和董事。除非另有说明，本《Form 20-F》(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和其他数据均以美元表示。本年度报告中提及的“$”或“US” 均指美元。

请 有关本年度报告中使用的石油和天然气相关术语以及其他定义术语和大写术语的列表，请参阅《术语表》。

第 项1.董事、高级管理人员和顾问的身份

不适用 。

第 项2.优惠统计和预期时间表

不适用 。

第 项3.关键信息

不适用 。

不适用 。

投资我们的普通股具有很高的投机性，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，包括我们的综合财务报表和相关附注以及本年报中的所有其他披露。发生下列任何事件或事态发展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跌，您 可能会损失您的全部或部分投资。我们目前不知道或我们目前认为不是实质性的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务、财务状况、运营结果和增长前景。

与我们的业务相关的风险

我们缺乏资产和地域多元化增加了在我们的投资风险，如果我们不多元化，我们的财务状况和运营结果可能会恶化 。

我们的业务重点是印尼有限地区的石油和天然气勘探，以及在我们的许可区内发现的任何重要储量的开采 。因此，我们在业务性质和地理范围方面都缺乏多元化。与业务更加多元化的情况相比，我们 可能会受到影响我们行业或业务所在地区的因素的影响更大。如果我们无法使我们的业务多样化，我们的财务状况和运营结果可能会恶化。

石油和天然气价格波动已经并可能继续对我们的运营结果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率在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格，而这是我们无法控制的。如果油价较高，我们可以从钻探业务中获得更多现金，如果油价较低，我们产生现金的能力就会降低。此外，我们以有吸引力的条款借入资金和获得额外资本的能力也在很大程度上取决于石油和天然气价格。从历史和近期来看，世界范围内的石油和天然气价格和市场一直波动很大，未来可能还会继续波动。

石油和天然气的价格 受石油和天然气供需相对较小的变化、市场不确定性和各种我们无法控制的其他因素的影响而出现较大波动。这些因素包括国际政治局势(包括战争、冲突、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获得性以及整体经济状况。此外，各种因素，包括国内和国外对生产和运输的监管效果、总体经济状况、其他生产商钻探造成的供应变化以及需求变化，可能会对我们销售石油和天然气产品的能力产生不利影响。石油或天然气价格的任何大幅下跌都将对我们的收入、运营收入、现金流和借款能力产生不利影响，并可能要求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 下降。这种风险在2020年和2021年表现得淋漓尽致，全球新冠肺炎疫情导致油价大幅波动，2022年俄罗斯入侵乌克兰。在大流行持续期间，只要全球经济仍不确定，我们可能会继续受到石油和天然气价格相关风险的影响。

在与政府达成的任何天然气销售安排中，我们未来可能加入的任何安排都存在固有的信用风险。

印尼的天然气供应合同是在SKK Migas、天然气买家和卖家之间逐个油田谈判的。天然气供应合同中的常见条款 是一种按需付费的安排，要求买方支付与某些预先商定的天然气数量相对应的价格，并取消这些数量，或者支付相应的价格，无论其是否购买这些天然气。在某些情况下，例如印尼或全球的工业或经济危机，买方可能不愿意或无法支付这些款项，这可能会引发合同的重新谈判，并成为各方之间法律纠纷的主题。 当我们建立天然气生产并与政府签订相关合同时，此合同条款可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生 实质性不利影响，因为它会减少我们的净利润或增加我们未来的总负债 ，或者两者兼而有之。

我们 面临来自政府的信用风险，以及印尼国家石油公司有能力及时向我们公司支付运营成本和利润分成 。

我们目前的现金流入依赖于与印尼国家石油公司的“成本回收”和利润分享安排，这意味着所有运营 成本(勘探、开发、开采、生产、运输、营销、废弃和场地恢复过程中产生的支出和债务)都由我公司预付，然后由印尼国家石油公司偿还，外加运营利润的一部分。 印尼国家石油公司的任何延迟付款都可能对我们的运营产生不利影响，并推迟资本投资的时间表，否则可能会对我们的业务、前景、财务状况和运营结果产生不利影响。

钻探油井和天然气井是一项高风险活动。

我们的增长在很大程度上依赖于我们钻探计划的成功。天然气和石油钻探涉及许多风险，包括不会遇到具有商业价值的天然气或油气藏的风险。钻井、完井和操作的成本是巨大的和不确定的，钻井作业可能会由于我们无法控制的各种因素而减少、推迟或取消 包括：

我们的Kruh-25井在雨季坍塌，我们在2021年的钻井中遇到了困难。我们未来的钻探活动可能不会成功，如果不成功，这种失败将对我们未来的运营结果和 财务状况产生不利影响。我们的总体钻探成功率或特定地理区域活动的钻探成功率可能会下降 。我们可能无法在我们的预期时间范围内租赁或钻探已确定或预算的潜在客户，或者根本无法。我们可能无法租赁或钻探特定的潜在客户，因为在某些情况下，我们在寻求潜在客户或钻探地点的 期权或租赁权之前，会先确定该潜在客户或钻探地点。同样，我们的钻探计划有所不同，未来可能会与我们资本预算中规定的时间表 有所不同。关于任何预定或预算油井的钻探的最终决定将取决于许多因素，包括：

这些 项目可能无法成功开发，如果钻井，可能不会遇到商业生产的天然气或石油的储集层。

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

持续 石油和/或天然气价格大幅下跌可能使我们的勘探、开发和开采项目的很大一部分从经济角度来看是不可行的，这可能导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量 。因此，石油和/或天然气价格的持续或大幅下跌，如我们自2014年年中以来经历的， 在2020年新冠肺炎疫情期间加剧，对我们未来的业务、财务状况、运营结果、流动性和融资资本支出的能力造成并可能在未来造成重大不利的 影响。此外， 如果我们的石油和天然气价格持续大幅下跌，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运营业绩产生实质性的不利影响，进而影响我们普通股的交易价格 。

新冠肺炎 以及由此导致的能源市场的任何波动都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、流动性和前景产生重大不利影响。

新冠肺炎的爆发和2020年3月的大流行已经在全球造成了重大破坏，新冠肺炎的变种 一直影响着世界主要地区直到2022年。世界各地的政府当局、个人和公司为防止新冠肺炎及其变种传播而采取的行动限制了旅行、商业运营以及包括美国和印度尼西亚在内的全球范围内个人流动和面对面互动的整体水平。此外，2020年的大流行以及此后的几次疫情降低了石油和天然气的需求和价格。

新冠肺炎疫情已导致我们修改业务做法，包括限制员工差旅、要求员工远程工作 以及取消亲自参加会议、活动和会议，我们可能会根据政府当局的要求或我们认为最符合员工、客户和业务合作伙伴利益的措施 采取进一步行动。 尚不确定这些措施是否足以缓解新冠肺炎带来的风险，或者是否能令政府 有关部门满意。如果我们的许多员工同时感染新冠肺炎，我们的运营可能会受到不利影响。

A在2020年新冠肺炎疫情期间以及此后的一些时候，资本市场持续受到扰乱，特别是在能源行业。未来任何此类干扰都可能对我们筹集资金的能力产生负面影响。过去，我们通过发行股权证券为我们的运营提供资金。然而，我们无法预测，当经济完全恢复到新冠肺炎之前的水平时，新冠肺炎引发的宏观经济干扰是否会继续波动 。这些宏观经济中断可能会对我们筹集额外资本为未来的运营提供资金的能力产生不利影响，这可能会对我们的业务、财务状况和前景产生实质性的不利影响。 最终可能导致我们的业务失败。

新冠肺炎最终对我们的业务、运营结果和财务状况的影响程度将取决于未来的发展， 这些发展是不确定和无法预测的，包括但不限于新冠肺炎或新冠肺炎的变体的持续时间和传播， 其严重性，遏制新冠肺炎或治疗其影响的措施(如接种疫苗)，以及恢复正常经济和运营状况的速度和程度。即使在新冠肺炎消退之后，我们也可能继续经历由于其全球经济影响而对我们的业务造成的实质性不利影响，包括已经发生或未来可能发生的任何衰退，以及对石油和天然气价格波动的持久影响。

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，以开发现有储量并发现新的储量。从历史上看，我们的资本支出主要通过关联方和非关联方融资以及2019年12月的首次公开募股和2022年与L1 Capital的第一批融资来筹集。我们预计未来将继续利用这些或类似的资源(如 以及来自潜在股权和债务融资的资金以及任何未来的正现金流)。

然而， 我们不能向您保证，我们未来将有足够的资本资源为我们所有计划的资本支出提供资金。 情况尤其如此，因为我们筹集的资金少于我们在2019年12月首次公开募股时的预期，这 要求我们在2020至2021年期间修改我们的钻探和其他运营计划。

此外，石油和天然气价格的波动、我们钻探计划的时机和钻探结果将影响我们的运营现金流。 较低的价格和/或产量也可能会减少收入和现金流，从而减少可用于满足我们资本需求的财务资源 ，包括减少可用于追求我们的钻探机会的金额。如果我们的运营现金流没有因为资本支出而增加，我们的运营现金流将需要更大比例的运营现金流来偿还债务和运营费用，我们的资本支出必然会减少。

战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机会，是具有挑战性的，我们未能在战略机会中适当地分配资本和资源，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到我们业务的各个方面，包括油井开发 (主要是钻井)、储量收购、勘探活动、公司项目和其他替代方案。我们还将继续 考虑我们可能的资金来源。我们为目前的商业计划提供资金的能力取决于我们的可用资金。由于我们 筹集的资金少于我们在2019年12月首次公开募股时的预期，我们面临着与这些资金的分配相关的挑战，这要求我们修改我们的业务计划，这可能会对我们 为我们的计划提供充分资金的能力造成挑战。此外，尽管我们在制定业务计划时做出了决定，但我们仍会定期注意到以前未确定的业务机会，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筹资机会以及我们在推进业务战略方面的其他资源使用 ，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中设想的情况发生变化，而我们未能认识到这些变化或对这些变化做出反应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，使其容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会 实质性地改变此类活动的发生或时间。

我们 已经确定了Kruh区块和Citarum区块的钻探地点和未来钻探机会的前景，包括开发和勘探钻探活动。这些钻井地点和前景是我们未来钻井计划的重要组成部分。 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、监管部门的批准、与第三方的协议谈判、大宗商品价格、成本、设备、服务、资源和人员的可获得性以及钻井结果。不能保证我们将在这些地点钻探，也不能保证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井计划时所依据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。

我们估计的石油储量是基于可能被证明是不准确的假设。

石油工程是对无法精确测量的石油和天然气储量进行估计的主观过程，其他工程师的估计可能与本文中的估计大不相同。在估计已探明石油的数量时，存在许多固有的假设和不确定性，包括预测未来的产量、开发支出的时间和数量以及石油和天然气的价格，其中许多都超出了我们的控制范围。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能需要进行修改。因此，储量估计往往与最终回收的石油和天然气数量存在重大差异，如果该等回收数量大幅低于最初的储量估计，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

我们 可能找不到与我们的勘探活动相关的任何具有商业价值的油气藏。

我们的 业务前景目前取决于从我们的Kruh区块提取资产，以及在我们的Citarum 区块中找到足够的储量。钻探涉及许多风险，包括我们钻探的新油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。开采石油和天然气可能无利可图。油井产量高，但在扣除钻井、运营和其他成本后不能产生足够的净收入，这些油井是无利可图的。根据性质，对未开发储量的估计 不太确定。开采这些储量将需要大量的资本支出和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其他作业的生产排水的影响。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运营。

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。我们目前已确定 一个潜在区块--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合同的不确定性，以及其他 因素，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着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家石油公司(PerTamina)(它可以自己竞标区块)，以及其他久负盛名的大型国际石油和天然气公司。这类公司拥有更多的资本和资源，在竞标特许权时能够提供更有吸引力的条件。如果我们无法获得更多区块的权利， 我们将没有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，所有这些都会损害我们的运营结果。

我们 可能跟不上我们行业的技术发展。

石油和天然气行业的特点是快速和重大的技术进步以及使用新技术的新产品和服务的推出 。当其他人使用或开发新技术时，我们可能会处于竞争劣势，而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，其他石油和天然气公司可能拥有更大的财力、 技术和人员资源，使它们能够享受技术优势，并可能在未来允许它们在我们之前实施新的 技术。我们可能无法应对这些竞争压力并及时实施新技术 或以可接受的成本实施。如果我们现在或未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、财务状况和运营结果可能会受到重大影响 。

我们 之前不得不修改，未来我们可能不会遵守我们提议的钻探时间表。

虽然我们已经在内部批准了Kruh区块的开发计划，并公开表示了我们对Kruh区块新钻探活动的意向 ，但我们过去不得不修改我们的钻探计划，未来可能还需要这样做。我们的 最终决定是否以及何时钻探任何预定或预算的油井(无论是在Kruh区块还是在其他地方) 将取决于许多因素，包括：

尽管 我们已确定或预算了多个钻井地点，但我们可能无法在预期时间内 框架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不同。

此外， 条件(如天气、政府允许、我们的资本资源和类似情况)过去要求我们修改或推迟我们的钻探计划，未来也可能要求我们修改或推迟我们的钻探计划。影响我们钻井计划时间的一些因素 超出了我们的控制范围。实施钻探计划的任何延迟都可能损害我们的声誉和股价，还可能对我们的运营结果(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。恶劣天气条件限制并可能暂时停止我们在此类条件下运行的能力。我们在2021年经历了与天气有关的挑战，我们的Kruh-25油井坍塌，这阻碍了我们2021年的生产。这些限制以及由此导致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运营 ，并大幅增加我们的运营和资本成本，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

钻机、设备、供应、人员和油田服务缺乏可用性或成本高昂，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造成不利影响。

我们的行业是周期性的，经常出现钻机、设备、供应、油田服务或合格人员短缺的情况。在这些期间，钻井平台、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，对合格钻机工人的需求和工资率也会上升。在活动增加的时期和地区，对油田服务的需求也可能上升，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。如果钻机、设备、供应品、油田服务或合格人员的供应不足或成本过高，在我们的任何业务领域特别严重，我们可能会受到实质性和不利的影响 。延迟还可能对我们的运营结果产生不利影响，包括新油井开始生产的时间 。

由于各种我们无法控制的因素，我们的钻井作业可能会被削减、推迟或取消。

特别是关于新型冠状病毒大流行，此次疫情在世界各地的全面影响目前尚不清楚，也无法预测，可能会对(I)印尼对石油和天然气的需求、(Ii)我们为钻井作业配备人员的能力和(Iii)我们的供应链产生重大不利影响。

这些事件中的任何一项都可能对我们进行运营或造成重大损失的能力造成不利影响，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、油井损失 、监管处罚、暂停运营和律师费以及在起诉或辩护诉讼中产生的其他费用。

我们 不为所有潜在的运营风险投保。我们可能会因与石油和天然气业务相关的未投保或投保不足的风险索赔而蒙受重大损失，并承担重大责任。

我们 不保一切险。我们的石油和天然气开采和生产活动受到与石油和天然气钻探、生产和运输相关的危险和风险的影响，这些风险中的任何一种都可能导致重大损失，导致：

我们 承保一般行业风险，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。但是，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 不足以覆盖所有适用的损失的风险，如果损失被覆盖的话。未投保和投保不足事件或超出现有保险覆盖范围的损失和负债可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响。

我们对地震数据的使用受到解释的影响，可能无法准确识别石油和天然气的存在。

即使在正确使用和解释的情况下，地震数据和可视化技术也只是用来协助地球科学家识别地下构造和最终的碳氢化合物指示物的工具，而不能使解释人员知道这些构造中是否确实存在碳氢化合物。此外，与传统的钻井策略相比，使用地震和其他先进技术需要更多的钻井前支出，因此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可能不成功或在经济上不可行，我们的整体钻探成功率或特定地区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 。

我们 可能会因为在与土地所有者和我们的保护区所在的当地社区的谈判中遇到困难而遭受延误或增加的成本 。

访问我们运营的站点需要与土地所有者和当地社区 达成协议(包括评估、通行权和访问授权)。如果我们无法与土地所有者谈判达成协议，我们可能不得不向法院申请进入我们的作业地点，这可能会延误我们在这些地点的作业进度。 不能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，也不能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产生额外的成本，从而对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。当地社区也可能抗议或采取限制 或导致民选政府限制我们进入我们的运营地点的行动，这可能会对我们在此类地点的运营产生实质性的不利影响。

不利的信贷和市场状况可能会对印尼经济产生负面影响，并可能对我们获得资金的能力、我们的总体业务和经营结果产生负面影响。

全球金融危机和全球金融体系中的相关动荡可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生了负面影响。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中断，对印尼经济(我们的石油和天然气产品由政府在印尼销售)造成不利影响，我们的业务可能会受到影响，并可能在我们需要融资的时候对我们进入信贷或资本市场的能力造成不利影响，这可能会影响我们对不断变化的经济和商业状况做出反应的灵活性。上述任何因素或这些因素的组合，或我们目前未知的类似因素，都可能对我们的流动资金、运营结果和财务状况产生不利影响。

我们产品的市场适销性在很大程度上取决于石油和天然气收集系统、管道、存储和加工设施的可用性、邻近程度和能力。

我们产品的适销性在一定程度上取决于加工和储存。此类收集系统和管道上的运输空间 有时是有限的，有时是不可用的，原因是此类设施正在进行维修或改进，或者由于此类空间被具有优先运输协议的其他公司使用。我们使用交通工具的途径也会受到印尼法律、石油和天然气生产和运输法规、总体经济状况以及供需变化的影响。这些因素 和市场供应情况超出了我们的控制范围。如果我们获得这些运输和存储选项的途径发生巨大变化， 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。 我们依赖数字技术来估计石油储量，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会在我们的勘探或生产操作中导致数据损坏、通信中断或其他操作中断 。此外，计算机技术控制着印尼几乎所有的石油和天然气分配系统 ，这是将我们的产品运往市场所必需的。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产品，并使 难以或不可能准确计算产量和结算交易。

虽然我们没有经历过重大的网络攻击，但我们未来可能会遭受此类攻击。此外，随着网络攻击的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查 并补救网络攻击的任何漏洞。

我们 依赖我们可能无法控制的独立专家和技术或运营服务提供商。

我们 使用独立承包商为我们提供某些技术援助和服务。我们依赖钻机和钻井设备的所有者和操作员以及现场服务提供商来钻探和开发我们的生产前景。我们还依赖其他第三方的服务来探索和/或分析我们的潜在客户，以确定以经济高效的方式开发潜在客户的方法 。我们对这些服务提供商的活动和业务实践的控制有限，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，都可能对我们的业务、运营结果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。价格还会影响可用于资本支出的现金流数量，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提高甚至维持目前的石油和天然气产量水平不划算。

石油和天然气的价格 受石油和天然气供需相对较小的变化、市场不确定性和各种我们无法控制的其他因素的影响而出现大幅波动，包括：

对已探明储量和未来净收入的估计从本质上讲是不准确的。

根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的要求评估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，这些估计是不准确的。未来的实际产量、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很可能与估计的不同。任何重大的 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，我们可能会调整对已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行油气价格和其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

除非我们更换我们的石油储备，否则随着时间的推移，我们的储量和产量将会下降。我们的业务有赖于我们继续成功地识别生产油田和前景，以及我们未来钻探所确定的地点可能不会产生商业数量的石油或天然气 。

石油资产的产量随着储量的枯竭而下降，下降的速度取决于储集层的特征。因此，随着这些储量的生产，我们目前已探明的储量将会下降。我们未来的石油储量和产量，以及我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否有效地开发我们现有的储量，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商业可开采矿藏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。我们可能不会发现更多可商业开采的 矿藏或成功钻探、完成或生产更多石油储量，而我们已经钻探并计划在我们的区块或特许权区域内钻探的油井可能不会发现或生产任何更多的石油或天然气，或可能不会发现或生产更多商业上可行的石油或天然气数量以使我们能够继续盈利。如果我们无法更换目前和未来的产量，我们的储量价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营结果将受到实质性的不利影响 。

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款或根本无法融资。

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投入大量资本支出，用于石油储量的勘探和生产。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括大宗商品价格、实际钻井结果、钻井平台和其他设备和服务的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。为应对大宗商品价格上涨，我们可能会增加实际资本支出。我们可能需要筹集更多资金来支持我们的业务，我们打算 通过我们业务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需要我们通过发行债务或股权证券或出售资产来大幅改变或增加我们的资本。我们还面临这样的风险，即融资安排(包括银行贷款或公开或私募债务或股权证券)可能无法在需要时以优惠条款或根本不向我们提供，这可能会对我们运营公司的能力造成不利影响。

如果我们的资本需求与我们目前的计划有很大差异，我们可能需要进一步的投资(可能无法获得 ，以至于不能产生正现金流)或股权融资(可能无法以理想的条款获得，或者根本无法获得)。此外，我们未来可能会产生巨额财务债务，这可能涉及对其他融资和 经营活动的限制。这些变化可能会导致我们的业务成本增加，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获得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。

我们对我们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 报告包含我们从私人出版物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若干假设的预测。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。如果该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实质性的不利影响。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个或多个假设后来被发现是不正确的，实际结果可能与基于这些假设的预测不同。您不应 过度依赖这些或其他前瞻性陈述。请参阅“关于前瞻性陈述的告诫”。

与我们石油和天然气业务监管相关的风险

我们 受制于石油和天然气行业常见的复杂法律，特别是在印度尼西亚，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

石油和天然气行业受到世界各国政府的广泛监管和干预，包括印尼在诸如授予勘探和生产利益、实施特定勘探和钻探义务、分配和限制生产、价格控制、所需的资产撤资和外汇控制，以及开发和国有化、没收或取消合同权等事项上的广泛监管和干预。

我们 过去曾被要求，将来也可能被要求支付巨额支出以遵守政府法律和法规 ，包括以下方面：

根据这些法律法规，我们可能对人身伤害、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 ，并受到行政、民事和刑事处罚。此外，这些法律和法规可能会发生变化，从而大幅增加我们的成本。任何此类责任、义务、处罚、停职、终止或监管变更都可能 对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

此外，持有我们的石油和天然气权益的协议的条款和条件通常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、协会或其他类型的协议的形式。与这些特殊合同、特许权、许可证、协会或其他类型的协议有关的任何暂停、终止或监管变更都可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响 。

我们的Citarum区块PSC在某些情况下需要或可能要求我们放弃部分主题合同区，这可能会使我们没有更少的区域可供探索。

根据我们与SKK Migas签订的Citarum区块生产分享合同，在某些情况下，我们需要或可能需要我们将合同区域的一部分交还给政府，这些部分将由我们和 政府商定。这种情况包括如果我们无法完成我们在PSC中为Citarum商定的工作计划。如果我们放弃 或被要求放弃Citarum的一部分，我们可能会剩下更少的勘探区域，从而减少我们可以利用的潜在资源 。有关更多信息，请参阅“业务-我们的资产-Citarum街区”。我们可能需要在未来与政府签订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。

与更成熟的法律制度相比，印度尼西亚的法院对司法结果的确定性可能较低，或者司法程序可能更漫长。当裁决没有明确定义时，企业可能会因为简单的问题而卷入漫长的司法程序。此外，法律起草质量不佳以及解决问题或争端的法律程序过度拖延可能会使这些问题变得更加复杂。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；政府方面具有更高的自由裁量权； 在解释相关法律或条例方面缺乏司法或行政指导； 与各种法律、条例、法令、命令和决议之间存在不一致和冲突；或司法机构和法院在此类事项上相对缺乏经验或缺乏可预测性。

在印度尼西亚的执法可能取决于相关地方当局的解释，并受其解释的制约。这样的当局可能会 采用不同于当地律师向我们提供的建议或甚至不同于地方当局本身以前给出的建议的对当地法律某一方面的解释。地方自治问题在印度尼西亚极具争议性，这给相关法律和法规要求的解释和适用增加了进一步的不确定性。此外，就法院如何解释此类法律以及如何将此类法律适用于其特许权、加入业务、许可证、许可证申请或其他安排提供指导的相关案例 法律非常有限。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先例价值。

例如，2012年11月13日，印度尼西亚共和国宪法法院(印度尼西亚共和国马赫卡马·孔斯蒂图西发布了第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 巴丹·佩拉克萨纳·米尼亚克丹·加斯·布米(或BP Migas)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。为响应MK第36/2012号决定， 政府创建了SKK Migas，并根据2013年关于实施天然气和天然气上游业务活动管理的第9号总统条例授权其接管BP Migas的职能。然而，虽然到目前为止这些安排还没有受到挑战，但未来对当前安排的挑战以及印度尼西亚法律的总体变化可能会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合规成本，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

我们在印尼的业务运营受到众多政府机构发布的不断扩大的法律、规则和法规体系的制约。 SKK Migas和印尼能源和矿产资源部(或MEMR)的角色变化，加上印尼的政治变化，使其他政府机构，如贸易部、林业部、环境部和印尼银行，在监管印尼石油和天然气行业方面发挥了更大的作用。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。

继续扩大政府机构的作用可能会导致采用新的法律、法规和做法，我们将被要求遵守这些法律、法规和做法。此类立法、法规和做法可能会更加严格，并可能导致未来法律和法规合规支出的金额和时间与目前的水平有很大差异。它们还可能要求对我们的运营和发展计划进行 更改，这可能会对我们的运营结果产生不利影响。

2001年《石油和天然气法》的解释和适用以及预期的新《石油和天然气法》的颁布是不确定的， 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相关的法律和法规的复杂性因法律和监管框架中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。这部法律规定了管理石油和天然气活动的一般原则的法定机构，并在一系列政府条例、总统令和部长令中得到进一步发展和实施。《石油和天然气法》的规定一般很宽泛，几乎没有解释性指导的来源。此外，并不是所有的石油和天然气法实施条例都已经出台，有些是最近才颁布的。目前尚不确定这些法规将如何影响我们和我们的运营 没有明确的应用实例，而围绕《石油和天然气法》及其实施法规的不确定性 增加了在印尼开展石油和天然气活动的风险，并可能导致成本增加。

政府还可能通过与现有政策不同的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/或政策对在印尼开展业务的成本产生不利影响。如果对当前法律和法规框架的任何更改对我们的业务和地位不利，并且在一定程度上对我们的业务、发展计划、财务状况和运营结果造成不利影响。

我们和我们的运营受到众多环境、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 和我们的运营受到各种国际、国内和国外的当地环境、健康和安全法律法规的约束，其中包括污染物向地面、空气或水的排放和排放；受管制材料的产生、储存、搬运、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，对我们的业务、财务状况和运营结果造成重大不利影响。 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/或环境犯罪行动。

我们的运营需要从政府部门获得环境许可，包括我们油井的钻探许可。 我们可能不会始终完全遵守这些许可以及我们所遵守的环境、健康和安全法律法规 。如果我们违反或未能遵守这些要求，监管机构可能会对我们处以罚款或其他制裁，包括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(例如由于合作伙伴、社区或环境利益团体的反对、政府 延误或任何其他原因)获得、维护或续签许可证，或者如果我们因适用法律和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，这可能会对我们的业务、财务状况 或运营结果产生重大不利影响。

例如，经2020年第11号《创造就业法》(或《总体法》)修订的2009年第32号《环境保护和管理法》(或《环境法》)及其实施条例、2021年《环境保护和管理条例》第22号(或GR 22/2021号)要求从事石油和天然气经营的实体必须提交环境影响评估报告(Mengenai Dampak Lingkungan或Amdal)，以及环境管理努力计划(Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup，或英国)或环境监测工作计划(Upaya Pemantauan灵昆干髋关节或UPL)，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，我们的环境许可证可能会被吊销，这反过来可能导致我们的营业执照被吊销。

作为我们过去、现在和未来某些发现和展望的所有者、股东或运营者，我们可能要为我们的行动和遗漏以及我们的区块合作伙伴、第三方承包商、前任或其他运营者的行为和遗漏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。如果我们没有解决这些成本和债务，或者如果我们没有以其他方式履行我们的义务，我们的业务可能会被暂停、终止或以其他方式受到不利影响。我们 还与第三方签订了合同，并打算继续雇用第三方提供服务与我们的运营相关。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行为和不作为相关的任何损失。因此，我们可能对承包商的行为或不作为产生的所有成本和责任承担责任，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。

可能会发生受管制物质的释放，而且可能会很严重。根据适用于我们在印度尼西亚的某些环境法律和法规，我们可以要求我们承担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理场的任何污染有关的所有费用。废物处理、排放和其他运营做法造成的污染 可能需要我们以高昂的成本修复污染或翻新设施。我们还可能对人类接触此类物质或因向环境、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封堵油井，废弃场地并进行填海，以满足相关监管部门的要求。我们目前需要，将来也可能需要，在我们开展业务的每个国家/地区的某些区块中插入和放弃站点，这可能会导致大量成本。

正如在其他领域一样，印度尼西亚环境法的解释和适用存在一定程度的不确定性。在解释和应用现有法律法规或制定新的、更严格的要求方面的此类变化 可能会对我们的业务、发展计划、财务状况和运营结果造成不利影响。

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。

我们建议的一些钻探地点位于林区内。为了在印尼境内的森林地区进行钻探和地震活动，我们需要从印尼林业部获得《林区借用使用许可证》(Izin Pincam Pakai Kawasan Hutan，简称IPPKH) 。《林区借用使用许可证》是指企业在非林业活动中使用林区的许可证。自1990年以来，印度尼西亚政府在有关保护自然资源、天然原始林和生态系统的几项法律法规中规定了此类要求。2014年，印尼政府进一步明确，将优先向地热、石油和天然气生产活动发放林区借款使用许可证。

申请借入使用许可证必须同时满足行政和技术要求。勘探、生产活动借用许可证的最长有效期不超过有关勘探、生产活动许可证的有效期。然而，对于生产期间的后续勘探，可以授予最长为两年的借入使用许可证，并且该许可证不可延期。2018年前，林区借用许可证的申请和处理较为复杂，因为申请者需要在林业部的不同办事处以及政府机构和地方行政管理部门之间处理不同的要求，往往对处理时间和成本没有确定性。

随着国家林业部于2018年公布了“网上单件提交(OSS)”办理制度，办理许可证所需时间由原来的180个工作日改为34个工作日。然而，这一新制度尚未全面实施，在向林业部提交林区借用使用许可证之前，需要 大量的文件和其他许可(包括地方省长的推荐和环境许可)以及工作 方案和地图。 向我们发放林区借用使用许可证的任何延误，或我们因任何原因无法发放此类许可证，都将导致我们在受试区进行钻探和地震活动的能力出现延误，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，对我们生产的石油和天然气的需求减少。

气候变化、可能与其影响相关的成本以及对温室气体(或温室气体)排放的监管有可能 在许多方面影响我们的业务，包括增加提供我们产品和服务的成本、减少对我们产品和服务的需求和消费(由于成本和天气模式的变化)，以及我们运营的地区的经济健康，所有这些都可能产生金融风险。此外，与温室气体排放和气候变化相关的立法和监管对策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的变化，如降水变化和极端天气事件的增加。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状况因全球气候变化或其他原因而加剧，我们的运营可能会受到比以前更大程度的不利影响，包括增加的 延误和成本。然而，极端天气事件变化的不确定性(如频率、持续时间和严重程度的增加) 以及发生任何变化的较长时间段，使得对这些潜在的气候变化物理风险给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，在我们、我们的客户和我们产品的最终用户运营的地区，对温室气体的监管和气候变化的实际影响 可能会对我们的运营和对我们产品的需求产生不利影响。

劳工 印尼的法律法规和劳工骚乱可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

促进工会形成的法律法规，再加上疲软的经济状况，已经并可能导致印尼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》允许雇员在不受雇主、政府、政党或任何其他党派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》)，除其他外，增加了雇员终止雇佣时支付给雇员的遣散费、养老金、医疗保险、服务和补偿金额。劳动法要求进一步执行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50名以上员工的公司建立有雇主和员工参与的两方论坛。劳动法还要求工会必须有公司一半以上员工的参与才能 谈判集体劳动协议，并制定了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，包括雇主有权解雇犯下严重错误的雇员，以及对煽动或参加非法劳工罢工的雇员进行刑事制裁。

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 。

在印尼做生意的相关风险

由于印尼国内市场是我们收入的主要来源，印尼或其他国家的经济增长率因史无前例的、具有挑战性的全球市场和经济状况而下降，无论是由于新冠肺炎疫情 还是任何其他原因造成的此类低迷，都将对我们的运营结果造成不利影响。

我们业务的业绩和增长必然取决于印尼整体经济的健康状况。印尼经济增长率的任何下滑，无论是由于政治不稳定或地区冲突、全球健康危机、世界其他地区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实质性的不利影响。印尼经济也在很大程度上受到农业部门表现的推动，而农业部门的表现取决于季风季的影响，这很难预测 。过去，经济放缓曾损害制造业，包括从事石油和天然气开采的公司。 根据国际货币基金组织的数据，2020年间，印尼国内生产总值出现了几年来的首次下降，下降了2.1%，未来印尼经济的任何放缓都可能对我们生产的大宗商品的需求产生实质性的不利影响 ，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。

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。 虽然每个国家的经济状况不同，但投资者对一个国家的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的公司的证券产生不利的 影响。投资者对其他新兴市场的金融系统失去信心 可能会导致印尼金融市场的波动，并间接导致印尼整体经济的波动。 任何全球金融不稳定都可能对印尼经济产生负面影响，包括印尼汇率和利率的变动。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。

印尼的经济和金融市场也受到全球经济、金融和市场状况的重大影响。 任何金融动荡，特别是在美国、英国、欧洲或中国发生的金融动荡，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，但投资者对一个国家任何重大事态发展的反应都可能对其他国家的金融和市场状况产生不利影响。投资者对金融系统失去信心，特别是在其他新兴市场，可能会导致印尼金融市场的波动性增加。

最近颁布的《总结法》对印度尼西亚创造就业机会的效果和影响目前还不得而知，目前正在进行审查。

印尼政府于2020年11月2日颁布了《综合法》，旨在吸引投资，创造新的就业机会，刺激经济，其中包括简化许可流程，协调各种法律法规，并使中央政府更快地做出决策，以应对全球或其他变化或挑战。综合法修订了超过75部法律(包括石油和天然气法的部分内容)，截至2022年3月，中央政府已发布至少51项实施法规，使综合法成为印尼历史上最全面的监管改革之一。《综合法》引入了许多新概念，包括对企业发放许可证进行新的基于风险的评估(即低、中、高风险)，取消了各行业的外资持股限制，简化了环境评估要求和许可程序， 提供了更灵活的人力监管。鉴于《综合法》带来了广泛的变化，各种法规和政策变化对我们在印尼的业务和运营产生的全面影响目前尚不清楚，我们正在进行 审查。因此，我们面临遵守《综合法》可能具有挑战性的风险，可能会分散我们的管理层的注意力， 还可能要求我们改变运营，这反过来可能会影响我们的运营结果。

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的过程，导致的政治和社会事件突显了印度尼西亚不断变化的政治格局的不可预测性。1999年，印度尼西亚举行了第一次议会代表自由选举。2004年、2009年和2014年，印尼举行了总统、副总统和议会代表的选举。印尼也有许多政党，没有一个政党占据明显多数。由于这些因素，印度尼西亚不时经历政治不稳定，以及普遍的社会和内乱。例如，自2000年以来，数以千计的印尼人 在雅加达和印尼其他城市参加了支持和反对前总统阿卜杜拉赫曼·瓦希德、梅加瓦蒂·苏加诺普特里和苏西洛·班邦·尤多约诺以及现任总统佐科·维多多的示威活动，以及回应具体问题，包括削减燃料补贴、国有资产私有化、反腐败措施、权力下放和省级自治，以及美国领导的在阿富汗和伊拉克的军事行动。尽管这些示威活动总体上是和平的，但也有一些演变成暴力事件。

此外，从2015年1月1日起，实施了每升1000印尼盾的固定柴油补贴，并结束了汽油补贴。 虽然实施没有导致任何重大暴力或政治不稳定，但宣布和实施也恰逢原油价格自2014年以来大幅下降的时期。为了稳定汽油和柴油的零售价格，能源和矿产资源部于2月28日发布了第62/2020号部长令，取消了先前法令规定的无补贴汽油和柴油的价格下限，为尽可能低的价格提供了灵活性。新法令仍然维持这类燃料的价格上限，与新加坡的价格挂钩。政府 每月审查和调整燃料价格，并在次月实施调整后的燃料价格。不能保证未来原油和燃料价格的上涨不会导致政治和社会不稳定。

此外，分离主义运动以及宗教和族裔群体之间的冲突也在印度尼西亚部分地区造成了社会和内乱，如过去的亚齐和目前的巴布亚，这些分离主义运动的支持者与印度尼西亚军方之间发生了冲突，包括分离主义叛军在巴布亚的持续活动，导致了暴力事件。还发生了种族间冲突，例如在加里曼丹，以及在马鲁古和波索等宗教间冲突。

此外，劳工问题也在印尼脱颖而出。2003年，政府颁布了一项新的劳动法，为员工提供了更多的保护。 偶尔减少这些保护的努力引发了公众抗议的热潮，因为工人们对他们认为不利的政策做出了回应。

因此，不能保证未来不会发生更大范围的社会、政治和内乱，也不能保证任何此类动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和不利影响。

印尼政治、经济和安全状况的恶化可能会对我们的运营和财务业绩产生不利影响。

涉及印尼的任何重大敌对行动、当前地区安全局势的大幅下降或印度尼西亚与其目前贸易伙伴之间的贸易中断或中断都可能对我们的业务产生实质性的不利影响，从而 我们的财务业绩。

东南亚地区旷日持久和(或)广泛的地区冲突除其他外可能产生以下结果：

敌对行为造成的财产损失和/或业务计划中断可能会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支付因这些风险而导致的任何财产损失或其他索赔。

印尼境内的恐怖活动可能会破坏印尼的稳定，这将对我们的业务、财务状况和运营结果、 以及我们证券的市场价格产生不利影响。

印度尼西亚发生了多起恐怖事件，包括2005年5月中苏拉威西爆炸事件、2002年10月和2005年10月巴厘岛爆炸事件以及2009年7月雅加达万豪和丽思卡尔顿酒店爆炸事件，造成人员伤亡。2016年1月14日，雅加达主干道Jalan Thamrin发生多起协同爆炸和枪击事件，造成多人伤亡。

尽管政府近年来成功打击了一些恐怖活动，并逮捕了几名涉嫌参与这些事件的人，但恐怖事件可能会继续发生，如果严重或广泛，可能会对印尼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、运营和前景以及我们证券的市场价格产生重大不利影响。

全球、地区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、地区和全球经济的变化 会影响我们的业绩。过去影响印尼经济的两个重大事件是1997年的亚洲经济危机和2008年开始的全球经济危机。印度尼西亚1997年危机的特点是货币贬值、实际国内生产总值大幅下降、高利率、社会动荡和非同寻常的政治发展。虽然美国次贷危机引发的全球经济危机对印尼经济的影响没有像1997年那样严重，但它仍然给印尼经济带来了压力。 由于对美国货币和利率政策的预期，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。对欧元区政府财政支持计划结果的不确定性和对主权财政的普遍担忧仍在持续。 如果危机持续，我们无法保证它不会对印尼的经济增长产生实质性的不利影响，从而对我们的业务产生不利影响。

另一个截至本年度报告日期仍在展开和不确定的重大事件是始于2020年初的新型冠状病毒暴发 以及相关疾病新冠肺炎，该疾病于2020年3月11日被世界卫生组织宣布为大流行。印尼政府官员呼吁与社会保持距离和隔离，并考虑在受影响的地区实施封锁，试图将病毒的传播降至最低。目前实施的限制，无论是政府强制实施的还是当地实施的，或者如果印尼继续存在其他与新冠肺炎相关的情况，印尼不利的经济形势可能会对我们的业务和运营造成很大影响 。

印尼不利的经济状况可能导致商业活动减少，消费者可支配收入减少，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，这反过来又会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生不利影响。不能保证未来不会再次出现经济不稳定，或者如果发生不稳定，也不能保证不会对我们的业务表现产生影响。

印度尼西亚卢比币值的波动可能会对我们产生实质性的不利影响。

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影响我们的业务。 印尼盾的大幅贬值可能会在购买对我们的运营至关重要的进口商品和服务方面造成困难 。正如1998年亚洲金融危机期间所显示的那样，进口商品变得稀缺，因为供应商往往选择保留库存，以应对印尼卢比的进一步恶化。

此外，尽管印尼盾总体上是可自由兑换和转让的，但印尼银行也不时干预货币兑换市场，以推动其政策，要么出售印尼盾，要么用其外币储备购买印尼盾。我们不能保证印尼银行目前的浮动汇率政策不会改变，也不能保证政府会采取额外的行动来稳定、保持或增加印尼盾的价值，也不能保证这些行动中的任何一项，如果采取了，都会取得成功。修改当前的浮动汇率政策可能导致 国内利率大幅上升、流动性短缺、资本或外汇管制，或者跨国银行扣留额外的金融援助 。这可能导致经济活动减少、经济衰退或贷款违约， 因此，我们在为资本支出融资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、运营结果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。

截至本报告发布之日，印尼主权外币长期债务被穆迪评为“Baa2”级，被标准普尔评为“负面”级，被惠誉评级评为“BBB”级。印尼短期外币债务被标准普尔评为A-2级，惠誉评级为F2级。

我们 不能保证穆迪、标准普尔或惠誉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尼金融市场的流动性、政府和包括我们在内的印尼公司筹集额外融资的能力以及此类 额外融资的利率和其他商业条款产生不利影响。我们的浮动利率卢比计价债务的利率也可能会上升。此类事件 可能对我们的业务、财务状况、运营结果、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。

印度尼西亚许多地区，包括我们经营业务的地区，容易发生自然灾害，如洪水、雷击、气旋或热带风暴、地震、火山喷发、干旱、停电和其他我们无法控制的事件。印度尼西亚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汇合区。它 受到重大地震活动的影响，可能导致破坏性地震、海啸或潮汐。在11月至4月的雨季期间，山洪暴发和更大范围的洪灾也经常发生。城市，特别是雅加达，经常遭受严重的局部洪灾，可能导致重大破坏，偶尔还会造成死亡。在雨季，农村地区经常会发生山体滑坡。自然灾害不时造成大量人员死亡、受影响或流离失所，并损坏我们的设备。 我们不能向您保证，未来的自然灾害，如新型冠状病毒的传播，不会对我们、印度尼西亚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、其他地质干扰或与天气有关的自然灾害都可能严重扰乱印尼经济，削弱投资者信心，从而对我们的业务、财务状况、运营结果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权力平衡的不确定性的影响

印度尼西亚议会于1999年通过了关于财政分权的1999年第25号法律和关于区域自治的1999年第22号法律，并由2007年第38号政府条例进一步实施。1999年第22号法律已被经2005年第8号法律和2008年第12号法律修正的2004年第32号法律关于区域自治的规定撤销，并由之取代。2004年第32号法律及其修正案被撤销，由2014年关于区域自治的第23号法律取代，该法律经2014年第2号法律、2015年第2号法律和2015年第9号法律修订。1999年第25号法律已被废除，取而代之的是关于中央和地方政府之间财政平衡的2004年第33号法律。目前，地方和中央政府之间的平衡以及续签许可证和审批的程序以及监测环境法规的遵守情况存在不确定性。此外，一些地方当局试图征收附加税或获得其他捐款。不能保证地方政府和中央政府之间将有效地建立平衡，也不能保证我们的业务、财务状况、经营结果和前景不会受到双重合规义务的不利影响，以及关于征税或颁布其他影响我们业务的法规的法律权限的进一步不确定性 。

未能 遵守美国1977年《反海外腐败法》(或《反海外腐败法》)可能导致罚款、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，这是一个众所周知的腐败挑战的司法管辖区。因此，我们、我们的关联实体或我们或他们各自的高级管理人员、董事、员工和代理人可能会采取行动，被确定为违反了此类反腐败法律，包括《反海外腐败法》。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、业务缩减，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，实际或据称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，检测、调查和解决实际或被指控的违规行为成本高昂，可能会耗费我们管理层的大量时间和精力。

与我们的公司结构相关的风险

我们 是一家控股公司，我们的所有业务都通过我们在印度尼西亚的运营子公司进行。我们的业务是否应该在未来产生正现金流，以及我们是否希望使我们的运营子公司向我们的母公司支付股息或分配 在未来，我们的子公司有能力这样做的限制，或这样做的任何税务影响，可能会限制我们向母公司支付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，我们的所有业务基本上都是通过我们的运营子公司进行的，这些子公司是在印尼成立的有限责任公司。 如果我们的业务在未来产生正的现金流，并且如果我们希望我们的运营子公司在未来向母公司支付股息或分配 ，出于监管或税收原因，我们这样做的能力可能会受到限制。 如果印尼或香港(我们的控股子公司WJ Energy的注册地)未来适用的法律、规则和法规限制或阻止我们的印尼子公司向我们支付股息，我们为控股公司债务提供资金或支付普通股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，限制我们从运营子公司获得股息或分配或向我们普通股持有人支付股息的能力 。印度尼西亚、香港或开曼群岛的税务法律、规则和法规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普通股持有人支付股息的能力。

我们 可能在开曼群岛被征税，这将对我们的经营业绩产生负面影响。

我们 已收到开曼群岛财政司司长的承诺，根据《开曼群岛税收减让法(修订)》第6条，在开曼群岛颁布的对利润、收入、收益或增值征税的法律 不适用于我们或我们的业务，此外，在开曼群岛颁布的对利润、收入、收益或增值征税的法律 不适用于我们或我们的业务，此外，不对利润、收入、收益或增值或属于遗产税 税款或遗产税应(I)本公司的股份、债券或其他债务，或(Ii)以扣缴全部或部分《税收优惠法案》(修订本)第6(3)条所界定的任何“相关付款”的方式。如果我们在开曼群岛被课税，我们的财务状况和经营业绩可能受到重大不利影响 。请参阅“税收-开曼群岛税收”。

您 在保护您的利益方面可能会遇到困难，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。 因为我们的公司是根据开曼群岛的法律注册的。

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管理人员都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都位于美国境外。因此，投资者可能很难在美国境内向我们或我们的董事或高管送达诉讼程序，或执行在美国法院获得的对我们或我们的董事或高管不利的判决。

此外，在我们注册办公室收到的寄给我们的邮件将被原封不动地转发到我们董事提供的转发地址。 我们的董事将只接收、打开或直接处理寄给他们本人的邮件(而不是只寄给我们的邮件)。我们、我们的董事、高级管理人员、顾问或服务提供商(包括在开曼群岛提供注册办事处服务的组织)对邮件到达此转发地址的任何延迟(无论是什么原因)不承担任何责任。

我们的公司事务受我们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管辖。根据开曼群岛法律，股东对董事采取行动的权利、小股东的诉讼以及董事对我们的受托责任在很大程度上受开曼群岛普通法的管辖。开曼群岛的普通法部分源于开曼群岛的司法判例以及英国普通法，开曼群岛法院的裁决具有说服力，但在技术上对开曼群岛的法院没有约束力。我们股东的权利和我们董事在开曼群岛法律下的受托责任并不像美国某些司法管辖区的法规或司法先例那样明确 。特别是，与美国相比，开曼群岛的证券法律体系不太发达， 某些州，如特拉华州，拥有更全面的公司法体系和司法解释。因此，与在美国组织的公司(尤其是特拉华州)的投资者相比，对投资者的保护可能要少得多。此外，开曼群岛公司可能没有资格在美国联邦法院提起股东派生诉讼。

开曼群岛法院也不太可能：

开曼群岛不承认在美国获得的判决，尽管开曼群岛法院在某些情况下会承认和执行有管辖权的外国法院的非刑事判决，而不对案情进行重审。如果同时在其他地方提起诉讼，开曼群岛大法院可以搁置诉讼。

与美国的许多司法管辖区一样，开曼群岛法律允许开曼群岛公司之间以及开曼群岛公司和非开曼群岛公司之间的合并和合并，任何此类公司对于合并来说可能是尚存的实体，或者对于合并来说可能是合并后的公司。就此等目的而言，(A)“合并”指两间或以上的成员公司合并，并将其业务、财产及法律责任归属其中一间公司，作为尚存的公司；及(B)“合并”指两间或两间以上的成员公司合并为一间综合公司，并将该等公司的业务、财产及法律责任归属该综合公司。为了实现这种合并或合并，每个组成公司的董事必须批准一份书面的合并或合并计划，在大多数情况下，该计划必须由每个组成公司的股东的特别决议和该组成公司的公司章程中规定的其他授权(如果有)授权。开曼群岛母公司与其一个或多个开曼群岛子公司之间的合并不需要股东决议授权。就此而言，子公司是指在其股东大会上至少90%的投票权由母公司持有的公司。除非开曼群岛的法院放弃这一要求，否则必须征得对组成公司拥有固定或浮动担保权益的每一位持有人的同意。合并或合并计划必须连同有关合并或尚存公司的偿付能力的声明一并提交公司注册处处长。, 每个组成公司的资产和负债清单，并承诺将向每个组成公司的成员和债权人提供合并或合并证书的副本，并在开曼群岛公报上公布。持不同意见的股东如遵守所需程序，除某些例外情况外，有权获支付其股份的公允价值(如双方未达成协议，则由开曼群岛法院裁定)。 按照这些法定程序进行的合并或合并无需法院批准。

此外，还有促进公司重组和合并的法律规定，条件是该安排必须获得将与之达成安排的每一类股东和债权人的多数批准，并且他们还必须 另外代表出席并 亲自或委派代表在为此目的召开的会议或会议上投票的每一类股东或债权人的四分之三的价值。会议的召开和随后的安排必须得到开曼群岛大法院的批准。虽然持不同意见的股东有权向法院表达不应批准交易的观点，但如果法院确定 符合以下条件，则可以预期法院会批准该安排：

如果安排和重组获得批准，持不同意见的股东将没有可与评估权相媲美的权利，否则 美国公司的持不同意见的股东通常可以获得这种权利，从而有权获得现金支付 ，以换取司法确定的股票价值。

此外，还有进一步的法律规定，当收购要约提出并得到受影响股份价值90.0%的持有人批准时(在要约提出后四个月内)，要约人可在该期限届满后两个月内要求剩余股份的持有人按要约条款转让该等股份。可以 向开曼群岛大法院提出异议，但除非有欺诈、恶意、串通或不公平对待股东的证据，否则不太可能成功。

由于上述原因，公众股东在面对管理层、我们的董事会成员或控股股东采取的行动时，可能比作为美国公司的公众股东更难保护自己的利益。

我们的宪章文件或开曼群岛法律的条款 可能会推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 ，可能会使您更难更换管理层，并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响 。

我们修订和重述的组织章程大纲和章程细则中的条款 可能会阻止、推迟或阻止合并、收购或股东可能认为有利的其他控制权变更，包括股东可能以其他方式获得溢价的交易 。此外，这些规定可能会使更换或撤换董事会变得更加困难，从而挫败或阻止我们的股东试图更换或撤换我们目前的 管理层。这些条款可能会降低投资者 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：

我们 可能被归类为被动型外国投资公司，这可能会给持有我们普通股的美国 股东带来不利的美国联邦所得税后果。

对于美国联邦所得税而言， 外国公司将被视为“被动型外国投资公司”(或PFIC)，条件是：(1)在任何纳税年度，其总收入的至少75%由某些类型的“被动收入”构成，或(2) 该公司为生产或持有这些类型的“被动型 收入”而持有的资产平均价值的至少50%。就这些测试而言，“被动收入”包括出售或交换投资财产的股息、利息和收益，以及从与积极开展贸易或业务有关的无关各方获得的租金和特许权使用费以外的租金和特许权使用费。PFIC的美国股东对于PFIC获得的收入、他们从PFIC获得的分配以及他们通过出售他们在PFIC的股份的其他处置而获得的收益， 受到不利的美国联邦所得税制度的约束。

基于我们目前和预期的运营方法，我们不认为我们应该在2020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，不能保证美国国税局(或国税局)或法院会接受这一立场，而且存在国税局或法院可能确定我们是PFIC的风险。此外，我们不能保证，如果我们的业务性质和范围发生变化，我们将不会在未来任何纳税年度构成PFIC 。

如果美国国税局发现我们在任何纳税年度都是或曾经是PFIC，我们的美国股东将面临不利的美国联邦收入 税收后果和某些信息报告要求。根据PFIC规则，除非该等股东根据修订后的《1986年美国国税法》(或该守则)作出选择 (该选择本身可能对该等股东造成不利后果)，否则该等股东须按当时的普通所得税税率缴纳美国联邦所得税，外加超额分派的利息及处置其持有我们普通股的任何收益，如同 超额分派或收益已在股东持有我们的普通股期间按比例确认。

香港国家安全法律法规的未来发展可能会影响我们的香港控股子公司。

WJ能源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。国家安全法的实施和发展可能会引发外国政府的制裁或其他形式的惩罚，这可能会给香港带来经济和其他方面的困难 ，包括WJ Energy等公司。截至本年报日期，我们并不知悉有任何法律限制本公司透过WJ Energy转移本公司的公司资金，亦未有外国政府就香港国家安全法施加任何制裁或任何形式的惩罚，以影响WJ Energy。然而， 很难预测未来国家安全法或类似措施将对WJ Energy产生的影响(如果有的话)， 包括但不限于WJ Energy向我们公司支付股息或分配的能力，因为这种影响将取决于 未来的发展，这些发展是高度不确定和无法预测的。根据我们过去和目前的做法，对通过WJ Energy的资金的任何限制或限制都可能对我们的运营融资能力产生实质性的不利影响。

与我们普通股相关的风险

我们在2022年1月与L1 Capital进行的可转换票据和认股权证融资可能会对我们普通股的公开价格造成重大稀释和压力 ，因为此类票据下的偿还可以按市价折让的普通股支付。

从2022年5月开始，我们必须开始对L1 Capital持有的到期可转换票据进行每月分期付款(或14 付款)(我们称为每月付款)，每月付款可以选择现金或普通股 (或现金和普通股的组合)，该等普通股的估值为：(I)每股6.00 美元或(Ii)普通股连续十(10)个交易日内两个最低收市价的90%的平均值 截至支付日期前一个交易日(市价)，每股底价为1.20美元(在某些情况下，吾等可豁免底价，但L1 Capital不得豁免)。如果不符合某些股权条件，我们将不被允许按月支付普通股附注下的款项 。

如果我们选择按月支付普通股，则此类普通股的价值将低于普通股当时的当前市场价格 。因此，用于偿还票据的普通股数量可能会很大，因此发行普通股来偿还票据可能会对我们的现有股东造成重大稀释。此外，如果普通股的市场价格在每月支付普通股后的10天内下跌，L1 Capital将有权获得 额外普通股或基于计算股价下降的公式的现金金额，这将要求 我们发行更多普通股，从而导致额外稀释。

此外，L1 Capital行使与本次融资相关的认股权证将导致额外的 摊薄。

最后， 我们可能用于偿还票据的普通股和L1认股权证相关的普通股预计将根据2022年3月9日提交给美国证券交易委员会的F-1表格注册声明(以下简称L1注册声明)进行登记以供回售。 如果L1注册声明被宣布生效，L1资本将有权酌情在公开市场出售任何此类 股票。因此，此类出售存在可能对我们普通股的公开价格造成压力的风险 ，并可能迫使价格下跌，可能会很大。

根据我们的可转换票据和与L1 Capital的权证融资，L1 Capital获得的权利可能会阻碍 第三方对我们公司的投资

根据我们于2022年1月(经2022年3月修订)与L1 Capital的融资协议，L1 Capital已获授予某些权利，这些权利可能会 阻止第三方基于L1 Capital所认为的优先地位和权利投资本公司。这些权利 包括：

L1 Capital的这些权利的存在，或行使此类权利，可能会阻止潜在投资者向我们提供所需的融资，或者可能会阻止投资银行与我们合作，这将对我们为公司融资的能力产生实质性的不利 影响。

我们普通股的市场一直不稳定，我们普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能无法在美国维持 ，这可能会限制您出售我们普通股的能力。

我们普通股的市场一直不稳定，成交量大的时候，成交量最小的时候。尽管我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所上市，但我们普通股的活跃、流动和有序的美国公开市场可能无法实现或持续 ，我们普通股的市场可能仍然不可预测。如果一个活跃、流动和有序的市场无法持续，您可能会遇到出售普通股的困难。此外，我们的公开上市股票的价格一直受到价格大幅波动的影响，这造成了您对我们普通股的投资亏损的风险。

我们的 普通股票价格一直不稳定，未来也可能波动，因此，您可能会损失您的 投资的很大一部分或全部。

由于以下几个因素，我们在纽约证券交易所美国交易所的普通股市场价格一直在波动，未来可能会波动(在每个情况下波动幅度都很大)，包括：

此外，股市经常经历重大的价格和成交量波动，已经并将继续影响许多公司的股权证券的市场价格 。这些波动通常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，以及一般的经济、政治和市场状况，如经济衰退或利率变化，可能会导致普通股的市场价格下跌。

我们 可能无法维持我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所上市，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造成不利影响，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交易所交易。为了维持我们在纽交所美国证券交易所的上市，我们必须维持一定的股价、财务和股份分配目标，包括维持最低的股东权益和最低数量的公众股东。除这些客观标准外，纽约证券交易所美国证券交易所还可以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/或经营业绩似乎不令人满意；(Ii)如果公开分发的范围或证券的总市值似乎已变得如此之小，以至于不适宜继续在纽约证券交易所美国证券交易所上市；(Iii)如果发行人出售或处置主要运营资产或不再是一家运营公司；(Iv)如果发行人 未能遵守纽约证券交易所美国证券交易所的上市要求；(V)如果发行人的证券以纽约证券交易所美国证券交易所认为的“低价”出售，而发行人在接到纽约证券交易所美国证券交易所的通知后，未能通过股票反向拆分纠正这一点；或(Vi)如果发生任何其他事件或存在任何情况，使纽约证券交易所美国证券交易所继续在纽约证券交易所上市，其 认为是不可取的。如果纽约证券交易所美国证券交易所将我们的普通股退市，投资者可能面临实质性的不利后果，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面减少，以及我们无法获得额外的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业务计划。

我们正在进行的工作计划成本高昂，我们将需要大量额外资金才能全面实现我们的业务计划。这一点尤其正确，因为我们在2019年12月的首次公开募股(IPO)中筹集的资金少于预期。

我们 目前仅从我们与L1 Capital的2022年1月融资交易中获得有限的融资承诺)，并且不能保证我们将能够在需要时筹集资金。此外，我们不能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，我们也需要额外的资金 将我们的权益投入商业运营，并支付运营费用，直到我们实现正现金流。如果我们产生任何重大的意外费用，还可能需要额外的资金 。

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款获得额外的股权或债务融资。 即使融资可用，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增长战略，无法应对不断变化的业务或经济状况，也无法承受不利的经营结果。如果我们无法在需要时筹集到更多资金，我们计划的生产和勘探活动可能不得不缩减甚至停止，我们在未来创造收入的能力将受到负面影响。

额外的 融资可能会导致您对我们的资产和潜在收益的相对兴趣被显著稀释。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运营计划和管理费用的成本。

由我们的董事长控制的实体拥有我们的大部分普通股和投票权。

MADERIC 控股有限公司是由我们的董事长Wirawan Jusuf(或MADERIC)控制的实体，拥有并行使投票权和投资控制权，截至本报告日期，持有我们约68.29%的普通股。由于股权集中，投资者 可能无法影响涉及我们公司的事项，包括：

此外，这种投票权的集中可能会延迟、阻止或阻止控制权变更或其他可能有利于我们股东的业务合并 。这种显著的股权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持有由公司内部人士控制的公司的股票存在不利因素。这种所有权的集中还可能给Jusuf博士带来利益冲突，而这种冲突可能无法以所有股东都同意的方式解决。

我们 发现截至2021年12月31日的年度财务报告的内部控制存在重大缺陷。如果我们不能 弥补这一弱点，或以其他方式发展和维护有效的财务报告内部控制系统，我们可能 无法准确报告我们的财务结果或防止欺诈。

我们 发现了“重大缺陷”和其他控制缺陷，包括我们对截至2021年12月31日的年度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”)制定的标准所定义的，“重大缺陷”是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得年度或中期财务报表的重大错报 有合理的可能性无法得到及时防止或发现。

在对截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的综合财务报表进行审计时，我们在对截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的财务报告内部控制中发现的重大弱点 与我们缺乏足够的财务 报告和会计人员有关，他们对美国公认会计准则和美国证券交易委员会的报告要求有适当的了解，无法正确解决复杂的美国公认会计原则会计问题，并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准则和美国证券交易委员会财务报告要求。我们已经并将继续实施多项措施，以解决已发现的重大弱点。由于重大缺陷，我们的管理层得出结论，截至2021年12月31日，我们的披露 控制和程序无效，无法确保我们在本年报中要求披露的信息 被记录、处理、汇总并报告给他们进行评估，并且所需披露是在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段 内进行的。我们不能向您保证我们将能够继续实施有效的内部控制制度，也不能保证我们不会在未来发现重大弱点或重大缺陷。

首次公开募股完成后，我们受到2002年《萨班斯-奥克斯利法案》的约束。萨班斯-奥克斯利法案第404条或第404条要求我们在本报告中包括管理层关于财务报告内部控制有效性的报告 。此外，一旦我们不再是JOBS法案中定义的“新兴成长型公司”，我们的独立注册会计师事务所必须证明并报告我们对财务报告的内部控制的有效性 。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 得出我们对财务报告的内部控制有效的结论，我们的独立注册会计师事务所在进行了 自己的独立测试后，可能会发布一份报告，表明它对我们的内部控制或我们的控制 被记录、设计、操作或审查的水平不满意。此外，在我们成为一家上市公司后，我们的报告义务可能会在可预见的未来给我们的管理、运营和财务资源和系统带来巨大的压力。我们可能无法 及时完成评估测试和任何所需的补救措施。

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，我们可能会发现财务报告内部控制中的其他弱点和不足。此外，如果我们未能保持我们对财务报告的内部控制的充分性 ，因为这些标准会不时被修改、补充或修订，我们可能 无法根据第 404节持续得出结论，认为我们对财务报告进行了有效的内部控制。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的机会，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，并可能使我们面临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之前几个时期的财务报表，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。

作为外国私人发行人，我们受到与美国国内发行人不同的美国证券法和纽约证交所美国治理标准的约束。这可能会对我们普通股的持有人提供较少的保护，并且您可能无法收到您习惯于接收的公司和公司信息 以及您习惯于以您习惯接收的方式接收的披露。

作为美国证券法中的“外国私人发行人”，我们将被要求 披露的信息的管理规则与根据修订后的1934年证券交易法(“交易法”)管理美国公司的规则有很大不同。外国私人发行人的定期披露要求比美国国内发行人的要求更有限，因此，与美国上市公司或有关美国上市公司定期发布的信息相比，有关我们的公开信息可能会更少。例如，我们不需要在重大事件发生后四天内提交Form 10-Q的季度报告或提供Form 8-K的当前报告，并且我们的季度报告(如果我们提供)或当前报告可能 包含的信息少于或不同于美国备案文件所要求的信息。此外，作为外国私人发行人，我们不受《交易法》第14节规定的代理规则的约束，我们发布的代理声明不受美国证券交易委员会的审查。我们的 不受《交易法》第16条有关内部人士出售普通股的规定的约束，这意味着您在这方面的数据将少于受《交易法》约束的美国公司的股东。因此，您可能无法获得在做出投资决策时熟悉的所有数据 。此外，我们的高级管理人员、董事和主要股东在购买和出售我们的普通股时，可以豁免 交易所法案第16节的报告和“短期”利润回收条款及其规则 。

此外， 作为外国私人发行人，我们可以豁免遵守纽约证券交易所美国证券交易所适用于美国发行人的某些公司治理要求，包括我们的董事会多数由独立董事组成的要求。例如， 我们遵守开曼群岛法律对股东会议的要求，这与纽约证券交易所美国人的要求 不同。此外，2022年1月，在我们与L1 Capital的融资中，我们正式采用了母国 的做法，因此选择退出纽约证券交易所美国规则，否则，如果我们以低于当时 市值的价格发行超过当时已发行普通股的19.99%，而该融资不是“公开发行”，则需要获得股东批准。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 可能不会获得美国法律和纽约证券交易所美国规则所提供的与没有此类豁免的公司的股东相同的保护 。

其他 未来增发普通股可能会导致股权稀释，并对我们的股价产生不利影响。

除了我们与L1 Capital的票据融资，如果我们相信我们有足够的资金用于当前或未来的运营计划，我们可能会根据市场状况或战略考虑，甚至 选择筹集额外资本。如果额外资本是通过出售股权或可转换债务证券来筹集的，发行这些证券可能会进一步稀释我们的股东 或导致我们的普通股价格面临下行压力。

符合未来条件的股票 ，包括我们与L1 Capital的融资结果，出售可能会压低我们的股价。

截至本报告日期，我们有7,647,214股已发行普通股，其中5,441,481股由我们的高级管理人员、董事和 关联公司持有。此外，637,500股普通股根据与我们管理团队签订的某些股票期权协议 授予未偿还期权。关联公司持有的所有普通股(特别是由我们的董事长控制的MADERIC) 是根据证券法颁布的第144条规定的限制性或控制性证券。根据规则144 或证券法下的另一项豁免或根据登记声明出售这些普通股，可能会对普通股价格产生重大不利影响，并可能削弱我们通过出售股权证券筹集额外资本的能力。

此外，根据我们与L1 Capital的可转换票据融资，L1 Capital有权以每股6.00美元的价格转换该票据下的本金， 这可能大大低于我们普通股的现行市场价格。此外，我们被要求从2022年5月开始每月支付L1资本票据的分期付款，如果我们选择以普通股的形式进行支付，则此类股票的定价(发行股票数量将基于)较小的(I)每股6.00美元或(Ii)普通股连续十(10)个交易日内两个最低收盘价的90%的平均值 ，底价为每股1.20美元(在某些情况下，我们可能会放弃该底价，但L1 Capital不会放弃)。因此，以普通股支付L1资本票据可能需要我们向L1资本发行大量普通股，这些普通股可以在市场上出售，这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权证券筹集额外资本的能力。L1资本还持有普通股认购权证，目前可按每股6.00美元的价格行使。于行使该等认股权证后，出售相关普通股亦可能对普通股价格产生重大不利影响。

我们 可能会以比普通股更大的权利发行优先股。

我们修订的公司章程授权我们的董事会发行一个或多个系列优先股，并设定优先股的条款，而无需寻求股东的任何进一步批准。在股息、清算权和投票权方面，任何已发行的优先股都可能排在我们普通股之前。

如果 证券或行业分析师不发布或停止发布有关我们的研究报告，如果他们对我们的普通股提出不利的建议 ，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的普通股价格可能会下跌。

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发表的关于我们的研究有限。如果我们的证券或行业分析师对我们公司的报道有限或没有报道，我们普通股的市场价格和交易量可能会受到负面影响。此外，如果任何可能报道我们的分析师下调了我们的普通股评级，对我们的竞争对手提供了更有利的相对推荐，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 可能会下跌。如果任何可能报道我们的分析师停止报道或未能定期发布有关我们的报告 ，我们可能会失去在金融市场的可见度，这反过来可能导致我们的股价或交易量下降。

根据《就业法案》，我们 是一家“新兴成长型公司”，我们被允许推迟遵守一些旨在保护投资者的法律法规的截止日期，并减少我们在提交给美国证券交易委员会的报告中提供的信息量，这可能会削弱投资者对我们公司的信心，并对我们普通股的市场价格产生不利影响。

在 中，只要我们仍是JOBS法案中定义的“新兴成长型公司”，我们就打算利用适用于非“新兴成长型公司”的上市公司的各种要求的某些豁免 ，包括：

我们 打算利用这些豁免，直到我们不再是一家“新兴成长型公司”。我们将一直是一家新兴的成长型公司，直到(1)财政年度的最后一天(A)在我们完成首次公开募股(Br)五周年之后，(B)我们的年总收入至少为10.7亿美元，或(C)我们被视为 大型加速申请者，这意味着截至前一年6月30日，非关联公司持有的我们普通股的市值超过7亿美元 。以及(2)我们在之前三年内发行了超过10亿美元的不可转换债券的日期 。

由于目前我们的普通股支付现金股息的可能性很小，投资者必须只关注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，目前我们向我们的 普通股支付股息的可能性微乎其微。我们目前打算保留未来的收益(如果有的话)，为我们的业务扩张提供资金。 我们未来的股息政策由我们的董事会酌情决定，并将取决于各种因素，包括我们的业务、财务状况、运营结果、资本要求和投资机会。因此，投资者必须只关注我们的普通股在市场上的升值，才能实现他们的投资收益。这种升值可能不会发生。

第 项4.公司信息

概述 公司的历史和发展

印尼能源有限公司是一家专注于印尼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加价值 。在具有丰富石油和天然气经验的专业管理团队的带领下，我们寻求发挥我们的专业知识 ，以确保可持续发展的盈利和综合能源勘探和生产商业模式。

我们的任务是高效地管理印尼的有利可图的能源资源。我们的愿景是成为印尼石油和天然气行业的领先公司，在尽可能减少环境和社会影响的情况下最大限度地回收碳氢化合物。

我们 于2018年4月24日根据开曼群岛的法律注册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)又拥有我们在印尼的控股和运营子公司。

印尼油气产业及经济信息

印度尼西亚是东南亚最大的经济体(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)，自克服20世纪90年代末的亚洲金融危机以来，经济取得了令人印象深刻的增长。 印尼经济在2021年继续复苏，尽管由于年中新冠肺炎三角洲的变异浪潮而放缓。根据世界银行的数据，印尼经济在2021年估计增长了3.7%，预计2022年将加速至5.2%。 今天，印度尼西亚是世界上10个国家之一。^这是最大的经济体，20国集团的成员和世界第四人口大国，根据中央情报局的世界概况，截至2021年7月，人口超过2.75亿。根据印尼商品与衍生品交易所和世界概况，印尼在其他大宗商品市场也占有重要地位，如动力煤、铜、黄金和锡，印尼是世界第二大锡生产国和最大的锡出口国，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。

印尼的石油和天然气行业是世界上历史最悠久的行业之一。自1885年在北苏门答腊岛首次发现石油以来，印度尼西亚在石油和天然气领域已经活跃了130多年 。主要的国际能源公司在20年代中期开始了他们重要的勘探和开发业务。^这是世纪。根据上游油气业务活动特别工作组(SKK Migas-Satuan Kerja Khurus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米)2020年年度报告和英国石油公司《2021年世界能源统计评论》 ，截至2020年底，印尼已探明石油储量为24.4亿桶。根据雪佛龙的公开文件，雪佛龙在印尼已经非常活跃了50多年。雪佛龙在此期间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岛(我们的Kruh区块所在地，如下所述)生产的。下图显示了国际大公司在印尼开展业务的地区：

下面的地图显示了国际大公司在印尼开展业务的区域：

资料来源：印尼能源有限公司

印尼较早地进入能源行业，帮助该国成为制定法律、商业和金融框架的全球先锋 ，以支持一个非常稳定、不断增长的行业，鼓励了数千亿美元的投资。印尼能源行业是全球行业的典范，是生产分享合同范本的创始人，目前仍在世界各地作为首选合同形式使用；这是我们运营Citarum区块的合同形式，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)(或《石油和天然气法》)管辖。政府在整个印度尼西亚领土上保留采矿权，政府控制着国家采矿局。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SKK Migas与政府签订主要基于产量分享计划的合作合同，从而作为SKK Migas的承包商，从而获得勘探和开采石油和天然气资源的权利。一个实体只能持有一个PSC，PSC的有效期通常为30年， 通常包括6年加4年的勘探和20年的开采。

然而，印尼和全球的石油和天然气行业在过去四年里经历了巨大的波动。全球地缘政治和经济考量在推动油价敏感度方面发挥着重要作用。自2014年中的峰值(每桶105.72美元)以来，我们生产的这类原油的印尼原油价格暴跌了75%以上，2016年初为每桶25.83美元。自2016年以来，政治和经济因素迫使全球原油供需达到平衡，截至2019年12月31日的一年，ICP值再次上升，达到61.89美元的平均水平。根据福布斯的数据，在2020年第一季度，新冠肺炎的爆发对全球油价产生了很大影响。由于沙特阿拉伯在3月初增加了石油产量并降低了价格，尽管病毒爆发后需求不足，但基准油价暴跌了25%。截至2020年12月31日止年度的平均价格为每桶37.58美元，较截至2019年12月31日的年度下跌39.28%(尽管于2021年，平均价格已上升，2021年12月的平均价格为每桶72.62美元)。

缺乏新的储量发现和储量枯竭的问题仍然存在，导致印尼石油和天然气部门对国家收入的贡献 下降。根据《普华永道2020指南》，2019年石油和天然气行业的投资约为121亿美元，这是自2016年以来的最高水平，原因是石油和天然气价格上涨引发了一些投资兴趣。在天然气储量方面， 正如英国石油公司《2021年世界能源统计评论》(或英国石油公司2021年报告)所述，印度尼西亚排名第20位^这是在世界上和 4^这是在亚太地区，紧随中国、澳大利亚和印度之后。

据DGOG介绍，2020年，印尼上游活动已实现投资104.7亿美元。SKK Migas年度报告 记录，截至2020年底，印尼共有184个合同区，其中95个合同区处于开采阶段，其余89个合同区处于勘探阶段。SKK Migas还报告称，2020年总投资为105亿美元。大约75%的石油上游活动集中在我们区块所在的印度尼西亚西部。SKK MIGAS还记录，到2027年，上游行业有42个主要项目，总投资额为433亿美元。SKK Migas在其2020年度 报告中表示，继续生产的精神在2018年至2019年增加了投资，但在2020年有所减少。如果与2019年相比，由于技术角度的各种挑战以及上游油气业务的气候以及油价下跌和新冠肺炎大流行的条件，2020年的投资下降了9.5%。为了促进油气投资和生产，印尼政府于2018年3月将PSC制度从成本回收改为总拆分，并进一步取消了18项规定 和23项认证、推荐和许可要求，以减少认证重复，缩短 官僚作风，简化监管制度。总拆分计划根据总产量将石油和天然气产量分配给签约方，而在成本回收方面，石油和天然气产量在扣除生产成本后由政府和承包商分摊。政府仍然热衷于吸引更多的外国投资进入国内石油和天然气行业，因为需求上升导致产量不足。

为了促进油气投资和生产，印尼政府于2018年3月将PSC制度从成本回收 改为总拆分，并进一步取消了18项规定和23项认证、推荐和许可要求，以减少认证重复，缩短官僚作风，简化监管制度。T总拆分计划是根据总产量将石油和天然气产量分配给缔约方，而在成本回收中，石油和天然气产量在扣除生产成本后由政府和承包商分摊。由于产量不足，需求上升，政府仍热衷于吸引更多外国投资进入国内石油和天然气行业。

根据英国石油公司2021年的报告，印尼2020年的石油消费量达到每天145万桶，其中51%由国内生产满足。MEMR指出，2020年印尼石油出口量为3145万桶，进口量为7969万桶。SKK Migas记录显示，泰国和新加坡是印尼2020年石油和凝析油出口量最大的两个国家，分别为1018万桶和413万桶。

此外， 我们认为，印尼不断增长的经济，加上政府有意降低对煤炭作为工业、发电和交通能源供应来源的依赖，将导致印尼未来对天然气的国内需求 上升。如果不想抑制印尼的经济增长，印尼的电力基础设施需要大量投资。根据MEMR 2020年报，2020年底的发电量约为72.8千兆瓦，较2019年的69.7千兆瓦增长4.5%。根据2017年印尼国家能源总计划，政府的目标是在2030年将发电能力提高到190千兆瓦，到2050年增加到443千兆瓦，以满足印尼日益增长的中产阶级人口及其制造业对电力的需求。印尼国家能源理事会总秘书处报告称，印尼的天然气需求预计将从2015年的1.67 TCF上升到2025年的2.45 TCF，其中大部分需求来自爪哇和巴厘岛，特别是发电站和化肥厂。

根据印尼技术评估和应用机构发布的报告《2020年印尼能源展望》，从2018年到2050年，印尼的能源总需求预计将以平均每年3.9%的速度增长。同期，天然气需求预计年均增长3.8%，工业部门能源需求年均增长4.4%，预计到2050年电力总需求增长630%，其中24%来自天然气。

在天然气分配方面，印尼仍然缺乏广泛的天然气管道网络，因为由于印度尼西亚群岛国家的特殊领土构成，主要天然气储量位于远离需求中心的地方。印度尼西亚天然气管道网络 是根据商业项目开发的；因此，它们由许多支离破碎的系统组成。发达的天然气网络 大多位于消费者中心附近。2020年天然气输配管道基础设施总量为15.725，06公里，比2019年增加6.51%，但与2019年增加的管道长度相比仍减少46%.根据石油和天然气下游管理局(BPH MIGAS)2020年业绩报告，到2024年，印尼预计将拥有总计17,300公里的天然气管道网络。

在Citarum区块所在的西爪哇，天然气总需求预计将从2020年的2521 mm scfd大幅增加到2035年的3032 mm scfd巴西国家石油公司，印尼石油、矿业和能源新闻机构。这将需要在2020年额外供应603毫米/立方米天然气，2028年增加1,836毫米/立方米/日的天然气供应(包括进口)。与煤炭相比，天然气的碳含量相对较低，而且价格中等，至少在未来十年内，天然气可能仍将是一种受欢迎的燃料，尤其是考虑到印尼丰富的天然气储量。此外，随着印尼经济和人口的增长，印尼的能源需求预计将增加。

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，发现了印尼石油和天然气行业的重大机遇。总而言之，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资产。如下文所述，我们相信我们的两项流动资产--Kruh和Citarum--代表的正是这些 类型的资产。

我们认为这些中型区块的存在主要有两个原因：(I)像我们这样的小型公司普遍缺乏对该行业的投资；(Ii)大型石油和天然气勘探公司忽视了这些区块；其中许多公司在印尼境内运营。

我们目标行业缺乏投资的根本原因是该行业资本要求高，进入门槛高，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法规。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忽视，因为他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，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个领域，主要的 生产商正在争夺更大的资产。

这种 情景为我们的公司创造了机会：可获得被忽视的资产，包括印尼潜在资源尚未开发的生产和勘探项目 ，这为我们在未来几年创造经济利润和扩大业务创造了潜力。

一个重要的事实是，自我们2014年开始运营以来，由于油价波动，自然资源行业经历了戏剧性的变化。在此期间，低油价带来的挑战激励我们高效运营 ，以推动我们的业务最大限度地利用组织内的可用资源来降低成本并提高运营效率 。最近，随着油价的改善，我们相信我们处于有利地位，可以利用我们较低的生产成本 。

资产 投资组合管理

我们的 资产组合目标是在中型生产区块和资源潜力巨大的勘探区块之间建立最佳组合。我们相信，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，同时也通过现金流产生的资产保护了我们的投资。

我们将生产区块视为在短期内产生现金流或有潜力产生正现金流的石油和天然气资产。勘探区块是指需要发现才能证明资源的石油和天然气区块，一旦这些资源得到探明，此类项目可以产生多重资本回报。

我们的投资组合管理方法要求我们收购具有不同合同结构和成熟阶段业务的资产。另一个关键因素是，我们相信我们的资产组合提供的多元化使我们有能力更好地应对行业带来的挑战，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 相信这一战略还允许我们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(即所谓的“上游”业务) 。我们相信，从长远来看，这应该会让我们在减少风险敞口的同时，产生超额投资回报。

我们的 资产

我们 目前通过我们在印尼的运营子公司持有两项油气资产：一个生产区块(Kruh区块)和一个勘探区块(Citarum区块)。我们还确定了潜在的第三个勘探区块(Rangkas地区)。

Kruh 区块

我们 于2014年获得Kruh区块的权利，并于2014年11月通过我们的印尼子公司PT Green World Nusantara(或GWN)开始运营。Kruh区块根据与印尼国有石油和天然气公司印尼国家石油公司签订的技术援助合同(或TAC)运营至2020年5月，Kruh区块的运营权将作为联合运营伙伴关系(或KSO)从2020年5月持续至2030年5月。这个街区占地258公里。²(63,753英亩)，位于南苏门答腊岛巴利彭多波西北16英里处。2020年，该区块平均每月生产约6,044桶石油，2021年平均每月生产约5,053桶石油。在区块已探明和潜在含油的8个构造中，有3个构造(北克鲁赫、 克鲁赫和西克鲁赫油田)已探明和未开发的原油总储量为325万桶(净原油已探明储量为152万桶)，截至2021年12月31日的可能未开发总原油储量为244万桶，合同到期日为2030年5月。由于2021年的产量以及政府许可程序和新冠肺炎疫情导致的开发钻井计划启动较晚，2022年已探明储量可能会减少，而可能储量将会增加。可能储量是指那些比已探明储量更不确定可采的额外储量，但与已探明储量一起，很有可能无法开采。已探明的未开发储量包括直接抵消开发间隔区域的位置 ，而可能储量是直接抵消已探明储量区域的位置，且数据 控制或对现有数据的解释不太确定。实际开采数量应至少有50%的可能性等于或超过已探明储量加可能储量估计值。可能储量的估计比已探明储量更具不确定性，由于不确定性，尚未对风险进行调整。因此，已探明储量和可能储量的估计可能无法相互比较，不应进行算术求和。

对Kruh区块已探明储量的估计是由我们公司的代表(由工程、地质和地球物理工作人员组成的团队)根据《联邦法规代码》第17章《石油和天然气报告的现代化》中包含的美国证券交易委员会的定义和披露指南编制的，《联邦登记册》于2009年1月14日发布了《最终规则》。我们已探明的石油储量 没有经过独立石油工程师的评估或审查。

下图显示了Kruh区块及其生产油田：

我们收购Kruh Block的两个主要目标是用产生现金的资产启动我们的运营，以及让我们的法人获得参与政府投标和直接投标所需的经验。

我们根据我们的战略根据某些标准选择了Kruh：(I)选择已探明碳氢化合物的地区；(Ii)找到目前未过度开发的生产结构；以及(Iii)运营位于印度尼西亚西部的资产。

根据Kruh TAC，我们的子公司GWN是一家承包商，拥有在Kruh地区运营的权利，并在该区块内石油矿藏的开发 中拥有经济权益，直至2020年5月。该合同以“成本回收”制度为基础，意味着所有运营成本(勘探、开发、开采、生产、运输、营销、废弃和场地修复过程中产生的支出和债务)由国家石油公司垫付，然后由印尼国家石油公司偿还给国家石油公司。根据Kruh TAC，Kruh区块生产的所有石油都交付给印尼国家石油公司，GWN随后通过按月出售Kruh区块生产的原油的收益收回运营成本，但上限为此类每月收益的65%。作为利润分享的一部分，GWN还有权在每月收回成本偿还后，获得出售原油所得剩余收益的额外26.7857%。加上我们的份额分割，我们的净收入约占总产量的74%乘以国际比较方案。我们每月向印尼国家石油公司提交一份权利计算报表(ECS)，说明我们有权根据相应月份的石油开采、国际比较、成本回收和利润分享 获得的金额。关于我们对Kruh区块的收购(我们指的是我们进入TAC)，大约1,500万美元的收购成本从以前的承包商那里转入了我们的财务报表。成本回收计划在下文“--印度尼西亚石油和天然气行业法律框架”中进行了说明和说明。由于我们的可收回成本余额在合同期满前不会全部收回，因此我们的净收入 不需要缴纳任何税款。

历史上，印尼国家石油公司与其承包商之间的合作协议是通过TAC建立的，但在2000年代初的监管改革和国家石油公司重组后，国家石油公司与其合作伙伴之间的合同关系改为KSO。

截至2020年5月22日，我们开始根据KSO合同继续我们对Kruh Block的运营，该合同的期限至2030年5月。 本质上，TAC和KSO在性质上非常相似，因为其“成本回收”系统，但有一些重要的区别 需要注意。这两份合同的主要区别是：(1)在TAC中，印尼国家石油公司及其承包商可以分享所有石油，而在KSO中，国家石油公司及其合作伙伴确定并商定了不可分享石油(NSO)产量，因此，具有既定递减率的基线产量完全属于印尼国家石油公司，因此合作伙伴的收入和产量 分摊部分应仅根据NSO基线以上的产量确定；(2)在TAC中，成本回收上限为出售区块生产的石油所得收益的65%(65%)，而在KSO中，成本回收上限为Kruh区块内销售石油所得收益的80%，以KSO规定的期限内发生的成本加上每桶运营成本乘以不可分享石油(NSO)的80%为上限。此外，与TAC合同类似，根据KSO条款，我们已承诺执行一项为期3年的工作计划，在Kruh 区块内钻探更多油井并进行2D和3D地震等勘探活动。如果我们未能履行我们的义务，包括履行工作计划承诺，印尼国家石油公司将有权终止我们的KSO合同，我们的银行担保将被视为丧失。截至2021年12月，我们已履行了KSO合同中规定的钻探承诺义务。

关于我们在Kruh区块的钻井计划，我们于2021年3月宣布计划在2021年钻探5口井，2022年钻探6口井，2023年钻探7口井，总共在Kruh区块钻18口新井。由于政府审批过程中的延迟以及2021年期间与新冠肺炎相关的 延迟，我们在Kruh区块的整体钻探计划也同样有所延迟。我们继续执行我们在Kruh区块钻探18口新井的计划，但现在将持续到2024年，而不是2023年。我们在2021年完成了其中两口井的钻探工作，预计在2022年至2024年期间还将再钻探16口井，详情如下。

我们 于2021年4月21日开始在Kruh区块钻探一口名为“Kruh-25”的井，并于2021年8月22日开始在Kruh区块钻探另一口名为“Kruh-26”的井。由于我们在Kruh-26的成功钻探计划，我们的产量提高了50% ，从2021年前10个月的每天约160桶石油增加到2021年12月下旬的每天约245桶石油。克鲁赫25由于2021年长时间的季风雨期间洪水造成重大破坏，导致钻井场地恶化和设备性能不足，导致工作条件极其困难，因此尚未达到最佳产量。我们目前正在Kruh 25进行补救修井活动，以便它可以尝试与Kruh-26井的结果相匹配。我们将使用电强化采油(EEOR)，这是一种电动过程，以提高石油采收率，帮助弥补K-25油层的损害。这种技术通过氧化和还原(氧化还原反应)等电化学反应来改善流体的粘度。我们在Kruh区块的其他现有生产井也可能从这项技术中受益。

当我们在2014年收购Kruh区块时，该区块2014年有7口生产井，每天生产200桶石油，平均每桶生产成本为60.25美元，而90%的生产仅依赖一口井，即Kruh-20。

我们对Kruh区块的开发计划是通过钻探已探明的未开发(PUD)油井来提高产量，我们认为这是一项低风险投资，因为与钻探未探明储量的油井相比，这些油井生产商业石油水平的可能性更高。寻找提高产量的方法在成熟油田尤为重要，因为由于这些油田的正常产量递减率，产量不可避免地会下降 。在财务方面，我们的目标是在合同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来收集数据，并 通过重新启动一口旧井(Kruh-19)来获取额外的地质信息。经过地震资料的重新解释和建模， 我们开始了两口井的钻井活动，Kruh-21(K-21)和Kruh-22(K-22)。

2015年10月，我们开始以3418英尺的目标深度钻探K-21，由于渗透率和曲折性(衡量油井复杂程度的指标)问题，导致日产量仅为45BOPD。

2015年11月，我们开始钻探K-22，目标深度为4,600英尺，由于发现了与K-21相同的渗透率和曲折问题，导致30BOPD。

在2016年初，我们专注于寻找解决方案来提高K-21和K-22的产量。从2月到5月，我们进行了酸化和加砂压裂作业，以绕过影响K-21和K-22井的生产效率挑战。这 导致K-21和K-22的产量都增加了一倍，使这些油井的产量分别增加到95BOPD和98BOPD。

2016年，油价危机跌入谷底，1月份的ICP值仅为25.83美元。由于价格较低，我们的业务 经过了成本分析程序，以便通过确定每个生产井各自的直接生产成本来确定其经济极限。因此，我们关闭了6口当年产量低于10桶的油井。我们被要求 在严峻的油价环境下找到解决方案来提高我们的运营利润率，因此我们停止了当时9口油井中的6口 。

因此，2016年代表着我们在效率方面整合业务的努力，从而降低了运营成本。 使我们的公司能够度过原油价格动荡。所采取的降低成本和提高效率的措施包括：(I)为每口作业井设定经济上限，并关闭每桶生产成本超过40美元的油井；(Ii)通过刺激活动增加剩余油井的产量；(Iii)与服务提供商重新谈判合同；(Iv)制定燃料利用计划，使我们能够将油井产生的天然气用作发动机燃料，以及(V)优化地面设施设备和系统。

2017年5月，我们在Kruh区块钻井了我们的第三口开发井(K-23)，成本约为150万美元，总深度为3,315英尺，由于K-21和K-22遇到的相同问题、渗透率和曲折问题，导致产量为30 BOPD。

2017年10月，哈里伯顿公司在K-21和K-23两口井进行了增砂压裂作业，以改善碳氢化合物流入这些井的情况。建成后，K-23的产量从30桶增加到170桶，K-21的产量从20桶增加到95桶(由于2016至2017年含水率增加，K-21的产量回落到20桶)。这一刺激 导致每月增加3,844桶石油，导致我们的峰值总产量超过每月11,000桶 或380桶石油日在接下来的一个月。

K-21的一口井服务已于2018年6月完成，目的是通过清理井中填充地层流体携带的井眼的砂子材料来恢复生产。2016年和2018年没有钻探开发井，我们公司到目前为止也没有钻探任何探井。

2018年Kruh油田的其他主要活动是油井服务和维持生产所需的工作。这项工作包括油井清洗和生产管柱更换。

2018年12月，我们启动了应用电刺激采油方法(ESOR)的试点项目，试图 增加Kruh油田的石油产量。ESOR工艺的基本功能是通过降低粘度来增加石油的流动性，这反过来又有助于将石油运往生产井。通过通过现有油井感应直流电，电场将油从阳极驱动到阴极，这一过程通常被称为电动力学。在2019年的试用期内，我们没有观察到4口生产井的产量显著增加。因此，我们于2020年2月终止了试点项目。

在我们运营期间，我们总共产生了至少1,500万美元的支出，其中包括三口油井的钻井成本。 我们能够从我们运营期间钻探的所有三口油井开采石油，这意味着钻井成功率为100%。我们 还改进了我们的水处理系统，安装了热油加热器以提高水从油中分离的速度，因为印尼国家石油公司允许转移到他们的油中最多含有0.5%的水分，并将我们的发电设施 升级为气体燃料发动机。

自2014年以来，我们的毛产量从2014年初的250桶(毛)增加到2018年的峰值400桶，我们通过钻探三口新井和升级生产设施实现了这一目标。我们的生产是我们的主要收入来源。以每桶61.89美元的原油价格(历史12个月平均价格按2019年每个月的平均国际石油价格计算)和每月7,582桶石油产量计算，我们能够从Kruh每月产生约470,000美元的毛收入。我们打算 在未来几年逐步提高该区块的产量，并预计需要名义上的额外资本支出 。

2019年，Kruh区块的月平均产量约为7,582桶(毛产量)。这与4口生产井相比，平均下降了26.9%。然而，两口主要生产井K-22和K-23井的降幅仅为14.9%。在2014年12月至2019年12月期间，我们从Kruh结构总共生产了497,398桶石油。

于二零二零年，Kruh区块平均每月产量约6,044桶(毛产量)，略低于二零一九年，因预期下降20.3%。截至2020年12月，我们从Kruh结构总共生产了72,524桶石油。

2021年期间，Kruh区块的月平均产量约为5,053桶(毛产量)，低于2020年，原因是预期产量将进一步下降。在截至2021年12月的一年中，我们从Kruh结构总共生产了60,637桶石油。由于Kruh区块的新钻探将于2022年初开始，预计产量将会增加。

从历史上看，Kruh区块29口油井的初始平均毛产量为191桶，考虑到每年21%的指数递减率，整个油井第一年的平均毛产量为173桶 。根据2017年至2019年12月全油田生产历史的递减曲线分析，估算出21%的递减率 。根据这一数据，Kruh区块的一口井预计在第一年的平均总原油产量约为63,112桶。此外，由于吞吐和维护的成功，K-22井和K-23井的递减率明显低于21%。根据上述数据，按KSO成本回收条款计算，以平均油价61.89美元(截至2019年12月31日的过去12个月平均每月国际生产总值 )计算，平均而言，一口油井在第一年将产生324万美元的净收入(前6个月为170万美元)。

2017年10月，我们正式开始与印尼国家石油公司谈判，通过与印尼国家石油公司的合同，在我们的任期于2020年5月届满后，获得延长Kruh区块运营权的谈判。通过绩效考核，我们成功获得了继续担任Kruh Block运营商的资格 。2018年10月，印尼国家石油公司向我们发出了Kruh Block的直接要约邀请函，并附上了为期10年的持续经营期合同草案。2019年7月，我们获得印尼国家石油公司授予的根据延长的KSO再运营Kruh区块10年的合同。KSO合同于2019年7月26日签署。因此，储量估计和经济 模型假设，截至2019年12月31日和2018年12月31日，我们拥有Kruh区块的运营权至2030年5月，因为证据 表明，根据定义已探明石油和天然气储量的美国证券交易委员会S-X§210.4-10(A)(22)条，续期是合理确定的。

截至2021年12月31日及2020年12月31日，考虑到Kruh区块的营运将于2030年5月结束，净探明储量分别约占总储量的46.65%及61.13%。此净比率计算以我们的收入权益为基础，并考虑到成本回收余额估计及整个Kruh区块营运期间的利润分成部分。截至2017年12月31日，随着Kruh区块经营权于2020年5月结束，TAC运营上20,258,361美元的未收回支出将一直保留到TAC结束时，因此我们有权获得销售所生产原油的收入的74.37%，直到TAC于2020年5月到期 (作为成本回收的原油销售收益的65%加上原油销售收益的26.7857的利润 分享剩余的原油销售收益的部分)，这导致当时的净探明储量占总储量的74.37%。相比之下，截至2018年12月31日，假设Kruh区块经营权延长至2030年5月，且成本回收余额于2020年5月重置为零，考虑到Kruh区块经营期内的成本 采油余额估计和利润分享部分，我们估计至2030年5月，我们将有权获得Kruh区块整个经营权所生产原油销售收入的约42.72% ，从而导致净探明储量 比率占总储量的42.72%。

在确认Kruh区块延期后，我们的董事会批准了在Kruh区块钻探16口已探明 口未开发储量(或PUD)油井的开发计划，时间表如下：

我们 于2021年3月开始在Kruh区块进行新的钻探作业，并于2021年4月开始新钻探2口油井。由于新冠肺炎和政府许可程序，我们最初预计的 钻探开始日期被推迟。

对于已探明的已开发(或PDP)储量，我们在截至2020年12月和2021年12月的年度生产了72,524桶和60,637桶。产量下降主要是由于天然油藏能量下降和新井钻探因COVID19疫情而延迟。随着2022年计划新建4口开发井，产量将大幅提高。我们预计将通过第三方或相关方的短期和长期借款，以及最近与L1 Capital的融资，为这些未来的钻探计划提供资金。

石油总储量从2020年12月31日的4,309,877桶减少到2021年12月31日的3,253,617桶，这主要是由于我们钻探计划的生产和重新安排。截至2021年12月31日，使用每桶67.02美元的原油价格(历史12个月平均价格计算为2021年每个月的平均ICP)，净储量估计为1,517,840桶。 在Kruh KSO合同等“成本回收”系统中，我们公司的生产份额和净储量权利 在油价较低时期增加(ICP的净份额为46.65%，2021年为67.02美元)，在油价较高的时期减少 (ICP的净份额为61.13%，2020年为37.58美元)。这意味着，由于在整个合同期内获得收入的方法，估计的净探明储量数量会受到油价 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来估算的。

下表汇总了截至2021年12月31日Kruh区块的原油探明储量总额和净储量：

我们对已探明储量的估计是利用现有的地质和油藏数据以及生产动态数据进行的。内部储集层工程师和印尼国家石油公司每年都会审查这些估计，并根据其他数据进行修订。由于预期采收率的提高，加密钻井的结果 被视为积极的修订。其他修订是由于开发计划、油藏动态和政府限制等方面的变化。

我们已探明的石油储量没有经过独立石油工程师的评估或审查。对Kruh区块已探明储量的估计是由IEC代表编制的，该团队由工程、地质和地球物理人员组成，基于联邦法规法典第17章《石油和天然气报告的现代化》中包含的定义和披露指南，最终规则于2009年1月14日发布在联邦登记册上。

Kruh区块总经理和首席运营官已经审核了储量估算，以确保遵守美国证券交易委员会准则 ，以确保(1)所用方法的适当性；(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)与所用相关定义相适应的储量分类；以及(5)估算储量数量的合理性。“

净储量是使用每桶67.02美元的原油价格(历史12个月平均价格，根据2021年每个月的平均ICP值计算)来估算的。在Kruh区块运营或将运营的“成本回收”系统(如TAC或KSO)中，我们公司的生产份额和净储量权利在油价较高时期减少，在油价较低时期增加。这意味着，由于在整个合同期内获得收入的方法 ，估计的净探明储量数量会受到油价相关波动的影响。因此，净探明储量是根据我公司根据TAC和KSO经济模型产生的收入 估算的。

截至2021年12月31日，Kruh区块拥有5口采油井(Kruh油田的K-20、K-22、K-23、K-25和K-26)，占地47英亩。K-21井 暂时关闭。在Kruh(5)、北Kruh(6)和West Kruh(Br)(5)油田有16个已探明的未开发油田，占地391英亩。在West Kruh油田，还有另外5个可能的地点，占地132英亩。 详情见下表。

下表汇总了截至2021年12月31日，基于我们的TAC和KSO条款以及我们的经济模型的Kruh区块已开发和未开发的总面积和净面积：

Citarum 区块

Citarum区块是一个勘探区块，占地3924.67平方公里(969,807英亩)。该区块位于西爪哇的陆上，人口为4,870万人，距离印尼首都雅加达以南仅16英里，因此距离印尼的主要天然气消费区-西爪哇的大雅加达地区-不远。我们相信，这大大缓解了印尼的组成和基础设施带来的物流和地理挑战，显著降低了我们项目的商业风险。

Citarum区块位于爪哇盆地西北部的陆上。在地质方面，自20世纪60年代以来，经过长期的勘探和生产努力，该地区已被证明具有非常有效的石油系统。“印度尼西亚爪哇西北爪哇省和苏门答腊岛东南部近海的石油系统”， 打开-文件报告99-50R，2000)，“在已查明的100亿桶油当量之外，西北爪哇省可能还有20多亿桶油当量”。然而，由于缺乏对勘探项目的投资，该地区在过去15年中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USGS研究的储备数据的准确性。Citarum区块还与生产气田Subang、Pasirjadi、Jatirarangon和Jatinegara接壤。由印尼国家石油公司运营的西北爪哇盆地150多个油气田的石油和天然气总产量为45,000桶/天和4.5亿标准立方英尺/天(mm/scfd)。下图显示了Citarum区块和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：

资料来源：印尼能源有限公司

我们 于2016年开始收集有关Citarum区块的数据，当时我们决定通过将勘探区块添加到我们的投资组合中来扩大我们的资产基础。根据我们的战略，我们必须找到一种具有成本效益的方法来收购一个有可能为我们公司增加碳氢化合物储量的区块，作为最大化我们公司价值的过程的一部分。凭借我们专业人员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交的联合研究建议书 在政府尚未为招标过程预留的“工作区”内。联合研究的目标是通过进行地质和地球物理工作，如野外调查、磁力调查和现有地震测线的再处理，确定拟议工作区域内的石油和天然气潜力。联合研究完成后，如果政府 进一步决定对工作区进行招标程序，如果其他投标人提出更高的报价，我们将有权在 招标过程中更改我们的报价(匹配权)。

因此， 按照我们的计划，我们的团队确定了Citarum，这是西爪哇的一个开放的陆上区域，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， 我们获得批准，可以与DGOG和LAPI ITB(万隆理工学院提供的第三方咨询服务 )一起启动我们的联合研究项目。研究目标是整合野外地质调查、地下填图、识别地层学和构造地质学、进行盆地分析和含油气系统评价。作为我们建议的一部分，我们聘请了 一名测量员进行被动地震，作为替代方法来填补现有二维地震调查的空白，因为 该区块上的某些区域缺乏数据。共有111个测点，工作在两个月内完成，覆盖了大约三分之一的区域，如下图所示。被动地震产生的数据连同我们从印度尼西亚国家数据管理公司获得的现有二维地震数据是联合研究的基础。

从2009年到2016年，Citarum区块一直由泛东方能源公司(或POE)运营，这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在Citarum区块进行了各种勘探工作，包括在整个区块不同位置钻探4口井：Pasundan-1井、Geulis-1井、Cataka-1井和Jatayu-1井。此前，所有4口井都发现了天然气，Pasundan-1井和Jatayu-1井的天然气流量都有记录。爱伦·坡在Citarum街区的总投资为40,630,824美元。

帕桑丹-1在6000英尺到9000英尺的深度遇到了天然气，而泥浆测井和井壁岩心显示了石油和天然气。Cataka-1井的天然气指示深度约为1,000英尺至2,737英尺，当时该井因在该地区作业缺乏经验而因钻井问题而被废弃。Jatayu-1井从大约6000英尺的深度流出高压气体，并有强烈的迹象表明在5800英尺到6700英尺的深度内含有天然气。Geulis-1井的天然气指示深度从1,000英尺到4,300英尺。 所有4口井都暂停并封堵，因为使用的设备和消耗品与钻井条件、地层 或强气流不兼容。

此外，如果地层没有在钻井过程中受到高泥浆重量的损害，那么从油井中流出的天然气指示/流动将更加显著。 为避免之前的操作员在即将到来的钻井计划中遇到的钻井问题而做好适当的准备工作，应能有效地圈定天然气发现。

我们选择Citarum区块的关键因素是在Citarum钻探的4口井的结果和关于该区块的数据量，因为随着整个区块天然气的发现，该区块的风险状况显著降低。同样，气田存在于1000英尺至6000英尺之间的不同深度，这一事实有助于将这些天然气发现进行商业开发。由于这一点，加上之前的运营商产生的巨额资本支出，他发现了天然气和从4口钻井中流出的天然气。我们相信，这为我们提供了一个独特的低风险资产，可以继续勘探 。

在该地区，石油和天然气产自5个地质构造(从老到年轻，Jatibarang、Talangakar、Baturaja、上Ciblakan和Parigi)内的砂岩和碳酸盐岩储层。巴图拉贾、上齐布拉干和帕里吉地层中的碳酸盐堆积物 特别富含天然气。在Citarum区块内，在钻井过程中遇到了砂岩和碳酸盐岩储层。由于塔兰加尔河三角洲成因的塔兰加尔源岩中的第二类易气干酪根主要存在于生烃“厨房”(Ciputat、Kepuh、Pasirbungur和Cipunegara)中 ，因此Citarum区块内的前景如果被发现，大多是含气性的。下图显示了爪哇西北部的地层：

联合研究在12个月内(8个月加4个月延长期)完成，研究结果总结在一份报告 中，其中包括关于该地区的以下信息：区域地质和油气系统概述、勘探概念、领先地位和前景、油气勘探总量和经济前景评估。下图说明了联合研究的完整过程：

2018年2月，Citarum Block通过MEMR的直接报价进行投标。在招标过程之后，我们于2018年5月获得了Citarum区块的开采权。Citarum区块的勘探期为六年，可再延长四年至二零二八年。

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)签署了关于Citarum的产量分享合同(或PSC)，标志着我们对Citarum区块长达30年的运营 期限正式开始。

以下时间线说明了Citarum区块的收购流程：

作为我们进行300公里地震调查承诺的一部分，我们最近向印尼上游油气业务活动临时工作组提交了工作计划和预算(Satuan Kerja Khuus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米， 或SKK Migas)。一旦获得批准，我们将与当地一所大学合作，开始对该地区进行环境基础评估，并将评估结果用作该地区任何勘探活动的基础。这是我们在锡塔鲁姆的勘探活动的一部分。当勘探计划启动后，我们计划进行更多的地质和地球物理(G&G)研究，并进行300公里² 在勘探计划的第一年内进行2D地震，并在第二年钻探我们在Jonggol地区的第一口探井。如果钻探成功，我们计划进行100公里的钻探²在第二年内进行3D地震，并在第三年额外钻探2口圈定井，以便为Citarum区块提出一期开发计划。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。

即将进行的Citarum勘探计划将从风险最低的8个勘探项目(38%-48%)开始，Jonggol地区的5个和Purwakarta地区的 3个勘探项目将从联合研究之前确定和评估的28个勘探项目开始。根据SKK Migas发布的 数据，从2012年到2020年，印尼总共钻探了392口探井，其中258口井发现了石油和天然气。下表显示了最新的完整数据。

考虑到 靠近油气生成“厨房”、多个储集层、中等风险的断陷背斜圈闭、 以及以前钻井和附近生产油田已探明的碳氢化合物，我们认为28个远景中有23个具有地质机会 成功因素在30%-48%之间。其余11个远景的地质机会因素在20%至30%之间，12个远景的地质机会因素在10%至20%之间。

于2020年，Citarum区块的进一步技术工作产生了额外的9个远景和9个勘探线索(下图中的T系列远景 和远景)。2019年确定的28个远景(J和P系列远景)仍是即将发布的新地震数据进行进一步评估的主要远景。初步勘探面积、潜在储集层厚度和净储集层体积目前保持不变。