依据第424(B)(4)条提交
登记号333-279119

招股说明书

3,125,000股

坦博兰资源公司

普通股

这是特拉华州的坦博兰资源公司首次公开发行普通股。我们将发行3,125,000股普通股。我们已授予承销商30天的选择权，以减去承销折扣和佣金，以首次公开募股价格从我们手中购买最多468,750股额外股票。

存托权益，称为国际象棋存托权益(CDI？)，每个代表我们普通股的1/200股 的实益权益，在澳大利亚证券交易所(ASX)上市，代码为TBN。本招股说明书不构成出售任何CDI的要约，也不构成任何购买要约的征求。

我们普通股的首次公开募股价格为每股24美元。我们已获得批准，将我们的普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市，交易代码为TBN。

谢菲尔德控股公司、LP(布莱恩·谢菲尔德的附属公司)、斯科特·谢菲尔德、Liberty Energy和夏洛特·G·耶茨家族(基石投资者)已分别表示有兴趣以首次公开募股价格购买本次发行的普通股，总价值高达2250万美元，而不是联合表示有兴趣购买。由于这一意向指示不是具有约束力的协议或购买承诺，因此基石投资者可以决定在此次发行中增购、减持或不购股，或者承销商 可以决定向基石投资者增购、减持或不售股。承销商将从基石投资者购买的任何普通股获得与他们在此次发行中出售给 公众的任何其他股票相同的折扣。

在本次发行结束时，我们打算向Daly Waters Energy，LP(Daly Waters)，一家Formentera Partners，LP(由Bryan Shefffield共同创立和管理的私人投资公司)的投资组合公司，或其指定人，按首次公开发行价格向Daly Waters Energy，LP(Daly Waters)或其指定人发行750万美元的普通股，以满足我们与Daly Waters合资协议下的某些 支付义务。看见？与开发我们的资产有关的协议？合资企业协议？以获取更多信息。

我们是一家新兴的成长型公司，正如2012年Jumpstart Our Business Startups Act(JOBS Act)中使用的术语一样，因此，我们已选择遵守某些降低的上市公司报告要求。请参见？招股说明书摘要-新兴成长型公司现状.”

投资我们的普通股涉及风险，包括下文所述的风险风险因素 从本招股说明书第21页开始。

		每股				总
公开发行价			$24.00				$75,000,000
承销折扣和 佣金(1)			$1.56				$4,875,000
扣除费用前给我们的收益			$22.44				$70,125,000

(1)	承销商还将获得此次发行中发生的某些费用的报销。请参阅 z承销？了解有关承保补偿的其他信息。

无论是美国的 美国证券交易委员会或任何州证券委员会均已批准或不批准这些证券，或确定本招股说明书是否真实或完整。任何相反的陈述都是刑事犯罪。

承销商预计将于2024年6月28日或前后交付我们的普通股股份。

联合簿记管理经理

美国银行证券		花旗集团		加拿大皇家银行资本市场

联席经理

强生大米公司				派珀·桑德勒

本招股说明书日期为2024年6月26日

目录

		页面
招股说明书摘要			1
汇总合并财务数据			19
风险因素			21
关于前瞻性陈述的警告性声明			61
收益的使用			64
股利政策			65
大写			66
稀释			68
管理层讨论和分析财务状况和运营结果			71
工业			86
生意场			95
管理			127
高管和董事薪酬			133
主要股东			144
某些关系和关联方交易			147
股本说明			150
有资格在未来出售的股份			158
ERISA的某些考虑事项			161
美国联邦所得税对我们普通股票的非美国持有人的重大后果			164
承销			168
法律事务			177
专家			178
在那里您可以找到更多信息			179
合并财务报表和补充信息索引			F-1

至2024年7月21日(包括该日)(25日^这是招股说明书日期后一天)，所有对我们普通股进行交易的交易商，无论是否参与本次发售，都可能被要求提交招股说明书。这一交付要求是对交易商S作为承销商和未售出配售或认购事项时交付招股说明书的义务的补充。

您应仅依赖本 招股说明书或我们授权分发给您的任何免费编写的招股说明书中包含的信息。吾等及承销商并无授权任何人向阁下提供本招股说明书或任何由吾等或代表吾等拟备或已转介阁下的免费书面招股说明书所载的任何其他资料，而吾等或承销商对其他人可能向阁下提供的任何其他资料概不负责。我们仅在允许此类要约和销售的司法管辖区出售和寻求购买我们 普通股的股票。本招股说明书或任何自由撰写的招股说明书中的信息仅以其日期为准确，无论其交付时间或任何出售我们普通股的时间 。自那以来，我们的业务、财务状况、运营结果和前景可能发生了变化。

对于美国以外的投资者 ：我们和承销商没有采取任何行动，允许在美国以外的任何司法管辖区公开发行在此发售的证券，或拥有或分发本招股说明书、对本招股说明书的任何修订或补充，或任何适用的自由撰写招股说明书。在美国境外拥有本招股说明书、对本招股说明书的任何修订或补充或任何适用的自由写作招股说明书的人员

i

必须告知自己，并遵守与发行证券和分发本招股说明书、本招股说明书的任何修订或补充、或美国境外适用的任何自由写作招股说明书有关的任何限制。

本招股说明书是注册说明书的一部分，招股说明书 尚未、也不需要向澳大利亚证券和投资委员会提交此次发行。本招股说明书及作为其组成部分的注册说明书不是《澳大利亚公司法2001(Cth)》第6D章或《澳大利亚公司法》规定的招股说明书。根据《澳大利亚公司法》第708条规定的一项或多项豁免，我们在澳大利亚的普通股股票的任何要约只提供给根据《澳大利亚公司法》第708条规定的一项或多项豁免而不披露而合法提供我们普通股的人，或获得豁免的人。豁免的进一步细节如下：澳大利亚向潜在投资者发出的承销通知通过接受本招股说明书，澳大利亚的受要约人表示受要约人是豁免的人。在需要根据《澳大利亚公司法》第6D章提供招股说明书的情况下，我们的普通股将不会在此次发行中发行或出售。

行业和市场数据

在这份招股说明书中，我们提供了某些市场和行业数据。此信息基于我们认为截至各自日期可靠的 第三方来源。我们和承销商都没有独立核实任何第三方信息。 一些数据也是基于我们的善意估计。由于各种因素的影响，对我们和我们行业S未来业绩的预期必然受到高度不确定性和风险的影响，包括风险因素这些因素和其他因素可能会导致未来的业绩与我们的预期大不相同。请参见？关于Forward的警示声明-查看 条语句.”

财务和经营数据的列报

我们的财政年度将于6月30日结束。除非另有说明，否则在提到财政年度之前的任何一年，都是指截至该年6月30日的12个月。例如，对2022财年的提及是指截至2022年6月30日的12个月。提到的澳元、？$、？美元和美元是指 美元；提到的澳元和？A$？是指澳元。

坦博兰资源公司(Tamboran)成立于2023年10月3日，在2023年12月13日生效的公司重组之前没有财务运营业绩。作为公司重组的结果，坦博兰成为坦博兰资源有限公司(f/k/a坦博兰资源有限公司)的母公司，出于财务报告的目的，坦博兰有限公司的财务报表成为坦博兰的财务报表。作为公司重组的结果，坦博兰向TRLtd.的合格股东发行了一份CDI，即每一股TR Ltd.的普通股，每一份CDI相当于坦博兰S普通股的1/200股。就本招股说明书而言，坦博兰的历史财务报表已被视为公司重组发生在2021年7月1日，并且坦博兰在该日作为tr有限公司的母公司存在。本招股说明书中提供的所有股票和每股数据都已进行追溯调整，以反映一比二百(1：200)的交换比例，并且前身中所有普通股的期权都追溯显示为坦博兰CDI的期权。 请参阅企业重组”本招股说明书其他地方包含的发票。除非另有说明，本招股说明书中提供的信息（i）假设承销商未行使购买额外普通股的选择权 ，并且（ii）反映了本招股说明书中所描述的公司重组的完成’企业重组.”

II

我们的运营和财务数据可能无法在本招股说明书中介绍的各个时期之间以及与未来时期进行比较。请参见？管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析.”

商标和商品名称

我们拥有或有权使用与我们的业务运营相关的各种商标、服务标记和商号。本招股说明书还可能包含第三方的商标、服务标记和商号，这些都是其各自所有者的财产。我们在本 招股说明书中使用或展示第三方商标、服务标志、商号或产品的目的不是也不暗示我们与我们的关系、或我们的背书或赞助。仅为方便起见，本招股说明书中提及的商标、服务标记和商号可在没有^®,^™或^SM但此类引用并不意味着我们不会根据适用法律在最大程度上主张我们的权利或适用许可人对这些商标、服务标记和商号的权利。

四舍五入和百分比

本招股说明书中提供的财务信息和某些其他信息已四舍五入为最接近的整数或 最接近的小数。因此，一栏中数字的总和可能与本招股说明书中某些表中该栏所给出的总数不完全一致。此外，本招股说明书中提供的某些百分比反映了基于四舍五入前的基本信息进行的计算，因此，可能与相关计算基于四舍五入的数字或由于四舍五入而得出的百分比不完全一致。

货币汇率数据

我们的功能货币是澳元，我们的合并财务报表以美元表示。本位币是指一个实体开展S业务所处的主要经济环境的货币。我们将综合财务报表转换为列报货币，使用相关资产负债表日的有效汇率和经营报表帐目期间的平均汇率，差额确认为股东权益的单独组成部分。

以下汇率用于折算我们的合并财务报表以及以不变货币显示的其他财务和运营数据：

		年的平均水平 九个月结束 3月31日，								年的平均水平财政年度
		2024				2023				2023				2022
A$1.00		$	0.65			$	0.68			$	0.67			$	0.73

下表根据FactSet报告的收盘中间价，列出了所列每个期间的高汇率和低汇率、所示期间内每个工作日的平均汇率以及期末以美元表示的一澳元汇率。

九个月结束 3月31日，

财政年度

2024

2023

2023

2022

期间高位

0.689x

0.712x

0.712x

0.762x

期间较低

0.629x

0.622x

0.622x

0.688x

期末

0.652x

0.670x

0.666x

0.688x

该期间的平均值(1)

0.655x

0.675x

0.673x

0.726x

(1)	平均值代表期间每个工作日的平均费率。

三、

上述利率可能与编制财务报表和本招股说明书中出现的其他财务信息时使用的实际利率不同。我们纳入这些汇率并不意味着澳元金额实际上代表此类美元金额，或者此类金额可以 以任何特定汇率兑换成美元（如果有的话）。

其他考虑事项

本招股说明书包含前瞻性陈述，这些陈述存在许多风险和不确定性，其中许多超出了我们的控制范围。请参阅收件箱风险因素？和？关于Forward的警示声明看起来像是报表请参阅有关这些风险的更多信息 。

您应阅读本招股说明书以及我们或代表我们准备的与本次发行有关的任何书面通讯，以及本招股说明书标题为“SEARCH”的部分中描述的额外信息在那里您可以找到更多信息。？我们未授权任何人向您提供与此产品相关的信息或作出任何与此产品相关的 陈述，但本文中包含的内容除外。如果任何人就本次发行提出任何建议或提供任何信息或陈述，您不应依赖我们、承销商或代表我们的任何其他人授权的该推荐、信息或 陈述。本招股说明书中包含的信息仅在其显示的日期或在没有其他说明的情况下才是准确的，无论本招股说明书的交付时间或我们普通股的任何出售时间。我们仅在允许要约和销售的司法管辖区出售普通股，并寻求购买普通股。自那以来，我们的业务、财务状况、运营结果和前景可能发生了变化。我们网站上的信息不是本招股说明书的一部分。

美国以外的任何司法管辖区均未采取任何行动，以允许在该司法管辖区公开发行普通股或持有或分发本招股说明书。在美国以外的司法管辖区获得本招股说明书的人必须告知自己并遵守适用于该司法管辖区的有关本次发行和分发本招股说明书的任何限制。

天然气术语汇编

以下是本招股说明书中使用的某些术语的缩写和定义，这些术语在天然气行业中常用：

“类比油藏？是指在资源评估中使用的类似储集层，具有相似的岩石和流体性质、储集层条件(深度、温度和压力)和驱动机制，但通常处于比感兴趣的储集层更高级的开发阶段，因此可以提供概念来帮助解释更有限的数据和估计采收率。当用于支持已探明储量时，类似油藏是指与感兴趣的油藏具有以下特征的油藏：(I)相同的地质地层(但不一定与感兴趣的油藏具有压力连通)；(Ii)相同的沉积环境；(Iii)相似的地质结构；以及(Iv)相同的驱动机制。

“评估井？是指一口直井或水平井，旨在通过进行裸眼测井活动、诊断性裂缝注入测试、裂缝增产、流动测试或以上任意组合来评估预期地层的性质，以进行地层评估。我们使用的评估术语与S-X规则4-10(A)中定义的勘探井术语 很好地相关。

“Bcf？指的是10亿立方英尺。

“Bcf/d？指的是每天10亿立方英尺。

四.

“BTU？指的是英国热量单位，即将一磅液态水的温度提高1华氏度所需的热量。

“CCUS？指的是碳捕获、利用和固存。

“公司₂？指的是二氧化碳。

“公司₂e是指二氧化碳当量。

“完工安装是指安装用于生产石油或天然气的永久性设备。

“已开发英亩配额是指分配或可分配给生产井的英亩数。

“开发井钻探是指在石油或天然气藏的已证实区域内钻探的井，深度达到已知产油地层 层位。

“钻探空间单位？或？数字用户终端设备NPS是指分配给井的区域 ，用于钻探或生产石油或天然气。

“估计最终采收率？或？EURNPS指的是 截至给定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量的总和。

“探井” 是指为寻找或建立新的生产性石油或天然气储层或划定已知生产性储层范围而钻探的井。

“延伸井钻探是指为扩大已知生产储层的界限而钻探的井。

《农场协议》指许可使用权所有人将使用权或部分使用权转让给另一方(“法米”)作为分担发展成本和风险的一种手段。一般来说，农民同意支付工作权益所有人的费用(·农场主) 钻一口或多口井。作为对农民S服务的对价，农民将农民S在许可证中的一部分权益转让给农民。

“压裂？是指开采石油和天然气的钻探方法。

“总英亩？或？总油井？是指拥有工作权益的总英亩或井(视情况而定)。

“亨利·哈勃？指的是位于路易斯安那州Erath的一条天然气管道，该管道是NYMEX期货合约的官方交割地点。Henry Hub的结算价格被用作北美天然气市场的基准。

？IP30？指的是30天的初始生产。

？IP60？指的是60天的初始生产。

“IP90？指的是90天的初始生产。

“麦克夫”指一千立方英尺。

“MCF/d”指的是每天一千立方英尺。

“MmboeNPS是指一百万桶石油当量。

“MMBtu”指的是一百万Btu。

“MMCF”指一百万立方英尺。

v

“MMCF/d”指的是每天一百万立方英尺。

“MtpaNPS指的是每年百万吨。

“净英亩配额是指所有者持有权益的总英亩数，按比例减去该面积中的工作权益。例如，拥有100英亩土地50%权益的所有者拥有50净英亩土地。

“净网井应收账款 是指所有者持有权益的总井，按比例减去此类井的工作权益。例如，拥有100口井50%权益的所有者拥有50口净井。

“Orri？是指凌驾于特许权使用费利益之上的利益。

“岩石物理分析？是指综合和分析各种数据类型，包括测井记录、岩心样品和流体样品，并将数据与其他相关地质和地球物理信息进行比较，以描述储集层属性。

“可能储量？指的是比已探明储量更难被确认的额外储量，但与已探明储量一起，这些储量几乎是无法开采的。

“生产井？是指能够生产足够数量的石油或天然气以证明完井是油井或气井的勘探井、开发井或延伸井。

“远景资源？指的是估计存在于自然堆积中的石油和天然气的数量。可以估计资源的一部分是可回收的，另一部分可能被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。

“已探明储量？是指石油、天然气和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以在提供经营权的合同 到期之前，从给定的日期起，从已知的储油层，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，合理确定地估计可经济生产的石油、天然气和天然气的数量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者我们必须合理地确定它将在合理的时间内开始。已探明原油和天然气储量的完整定义，请参阅《美国证券交易委员会》S规章S-X第4-10(A)(22)条。

“储量？指的是估计剩余的石油和天然气及相关物质，预计在某一特定日期可通过开发项目对已知矿藏进行经济上的生产。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、将石油和天然气或相关物质输送到市场的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。

？资源？指的是估计存在于自然成藏中的石油和天然气数量。可以估计资源的一部分是可回收的，而另一部分可能被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。

“专利权使用费权益？是指石油和天然气租赁中的一种权益，该权益的所有者有权 从租赁面积中获得部分产量(或出售收益)，但一般不要求所有者支付在租赁面积上钻探或运营油井的任何部分费用。特许权使用费可以是土地所有者S特许权使用费，它在授予租赁时由租赁面积的所有者保留，也可以是最高特许权使用费，通常由租赁权所有人在转让给后续所有者时保留 。

VI

“范围1排放？是指由组织控制或拥有的来源 产生的直接温室气体排放。

“范围2排放？是指与购买电力、蒸汽、供热或制冷相关的间接温室气体排放。

“范围3排放？是指组织因最终使用S产品而产生的温室气体排放，以及来自非组织拥有或控制但组织间接影响其价值链的资产的其他业务活动的排放量。

“非常规钻井？是指应用除传统直井开采外的先进技术， 开采石油和天然气资源。非常规钻井通常包括在狭窄的水平地层内进行长横向定向钻井，以提供与生产地层更大的接触面积，以及在多个阶段进行各种类型的水力压裂以优化生产。

“非常规天然气？是指不能以经济流量或经济体积生产的天然气，除非通过水力压裂处理、水平井筒、或通过使用分支井眼或其他技术将更多的储集层暴露在井筒中来刺激油井。

“非常规游戏？是指从(A)低渗透性砂岩和页岩地层和(B)煤层气中开采的一套已知或假定的石油和/或天然气资源或储量。这些业务需要应用非常规钻探来开采石油和天然气资源。

·非常规资源指石油和天然气的总称，指不符合常规生产标准的石油和天然气。在任何特定时间被称为非常规的是资源特征、可用的勘探和生产技术、经济环境以及资源生产的规模、频率和持续时间的复杂函数。该术语最常用于指孔隙度、渗透率、流体捕集机制或其他特征不同于常规砂岩和碳酸盐岩储层的石油和天然气资源。煤层气、天然气水合物、页岩气、页岩油、裂缝性储层和致密气砂被认为是非常规资源。

*未开发的英亩指未钻探或完成的油井面积，无论这些油井是否含有已探明储量，均可生产出经济数量的原油、天然气和天然气。未开发的英亩包括在间隔单元中建立生产井之前由作业人员持有的净英亩。

“未证明的性质？指的是没有探明储量的物业。

“工作权益？是指授予财产承租人勘探、生产和拥有天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。

常用定义术语

如本招股说明书所用，除非上下文表明或另有要求，以下列出的术语具有以下含义：

“Beetaloo是指澳大利亚北领地的Beetaloo盆地。

“Beetaloo合资企业NPS是指TB 1运营商 （77.5%的工作权益）和Falcon（22.5%的非经营工作权益）之间就EP 76、98和117建立的非公司合资企业。

第七章

“英国石油公司NPS指的是BP Singapore Pte。Ltd，BP plc的子公司。

“附例NPS指的是Tamboran Resources Corporation的章程。

“CDI凭证指的是CHess存托权益。

“公司注册证书RST是指Tamboran Resources Corporation的注册证书。

“代码NPS指的是经修订的1986年《国内税收法》。

“可转换票据应收账款是指Helmerich & Payne International Holdings， LLC、Tamboran Resources Corporation及其担保人之间于2029年到期的5.5%可转换优先票据，日期为2024年6月4日。

“企业重组指吾等(其中包括)吾等(I)于计划记录日期以每一股TRLtd.普通股发行一份CDI予TRLtd.的合资格股东，(Ii)修订收购TRLtd.普通股的各项尚未行使购股权的条款，以使将于TRLtd.发行普通股的购股权持有人的权利改为将于本公司发行CDI的权利；(Iii)为我们的CDI维持一份ASX上市，每份CDI相当于1/200^这是(Iv)S股份有限公司从澳交所退市，及(V)成为股份有限公司的母公司。

“《公司法》？指的是2001年的《澳大利亚公司法》(Cth)。

“戴利·沃特斯” 或 “DWE” 指的是Daly Waters Energy，LP，由Formentera Australia Fund，LP 100%拥有，后者由Bryan Shefffield担任管理合伙人的私募股权公司Formentera Partners，LP管理。

“戴利·沃特斯的安置？指拟于发售结束时按首次公开发行价格向Daly Waters或其代理人发行750万美元的普通股，以履行TB1合资企业协议下的某些付款义务。请参见？与我们的资产开发相关的业务协议，包括TB1合资协议”.

Daly Waters Royalty？指Daly Waters Royalty，LP。

“ESG？指的是环境、社会和治理。

“猎鹰？或？猎鹰油&天然气？或？雾NPS指Falcon Oil and Gas Australia Ltd，Falcon Oil and Gas Limited（TNX.V：FOG，伦敦AIM：FO）的全资子公司。

“联邦 政府”澳大利亚联邦政府。

“公认会计原则RST是指美国普遍接受的会计 原则。

“温室气体是指温室气体。

“管理文件收件箱是指我们的公司注册证书和章程。

“H&PNPS指Helmerich & Payne International Holdings，LLC，Helmerich & Payne，Inc.的子公司。(NYSE： HP）。

“北领地澳大利亚是指澳大利亚北领地。

“可运营 净零NPS是指完全消除和/或抵消我们拥有和 运营的上游业务中范围1和范围2排放。

VIII

“起源B2NPS指Origin Energy B2 Pty Ltd.，Origin Energy的子公司。

“元力NPS指Origin Energy Limited（ASX：ORG）。

“原产地零售NPS指Origin Energy Retail Pty Ltd.，Origin Energy的子公司。

“石油法”指的是 1984年石油法 （北领地）。

“桑托斯？或？桑托斯QNTNPS指Santos QNT Pty Ltd，是Santos Ltd（ASX：STO）的全资子公司。

“债务偿还安排NPS是指澳大利亚法律根据《公司法》第5.1部分制定的法定安排计划。

“壳NPS指壳牌东方贸易（Pte）Ltd，壳牌有限公司（纽约证券交易所代码：SHEL）的子公司。

“坦博兰NPS指的是Tamboran Resources Corporation，一家特拉华州公司。

？？tb1？指的是澳大利亚私营有限公司Tamboran(B1)Pty Ltd，该公司是我们与Daly Waters各占50%股权的合资企业，通过其全资子公司TB1运营商持有Beetaloo合资企业77.5%的营运权益。

“Tb1操作员？指的是坦博兰B2 Pty有限公司，一家澳大利亚私人有限公司。

“天合股份有限公司？指的是坦博兰资源有限公司(f/k/a Tamboran Resources Limited)，这是一家澳大利亚私人有限公司。

“Tr Westä指的是澳大利亚私营有限公司Tamboran(West)Pty Ltd。

IX

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风险因素

投资我们的普通股涉及风险。您应仔细考虑本招股说明书中的信息，包括第 项下涉及的事项关于Forward的警示声明看起来像是报表、以下风险和本招股说明书中列出的所有其他信息，然后再做出投资决定。下面描述的风险和不确定性并不是我们面临的唯一风险和不确定性。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险也可能损害我们的业务运营。如果实际发生以下任何风险，我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到实质性的不利影响，我们可能无法实现我们的目标。我们不能向您保证以下风险因素中讨论的任何事件都不会发生。由于上述任何一种风险，我们普通股的交易价格可能会下跌，您可能会损失全部或部分投资。

与我们的工商业相关的风险

我们是一家早期开发公司，预计最早要到2026年才会有实质性收入。我们 的运营历史有限，未来的业绩也不确定。我们能否成功地钻探和完成为我们目前的资本计划确定的油井，将取决于各种因素。

我们是一家早期开发公司，目前没有任何物质收入或储备。到目前为止，我们作为运营商只钻完了四口井。我们观察到，与我们在Beetaloo参与钻探的其他井相比，一口井的归一化流速较低。我们目前只有一口井，根据初始流量我们认为这口井是一口高产井，这意味着它能够生产足够的天然气来证明完井是合理的。处于运营初期的公司面临着巨大的商业风险，可能会遭受重大损失。由于无法获得历史数据，以及有关我们未来活动的性质、范围和结果的不确定性，我们在财务规划方面面临挑战和不确定性。如果我们的钻探计划被推迟，我们的运营结果将受到不利的 影响，我们的运营将与本招股说明书中描述的活动有很大不同。

我们的业务战略包括 向北领地进口并成功利用美国钻井和完井技术。我们可能无法成功实施该战略或完成按计划开展业务所需的基础设施的开发 。我们能否成功地最大限度地发挥美国技术和技术的优势取决于多种因素，包括避免设备采购延迟，以及吸引和培训有资格以美国最佳实践运营的员工的能力。因此，我们不能向您保证，我们将实现与美国天然气开发预期一致甚至相当的钻探成功率。

我们的业务计划需要大量额外资本，我们可能无法在未来以可接受的条款筹集资金，或者根本无法筹集，这可能会限制我们执行计划的能力。

我们还计划在2025年之前钻探另外六口油井，并估计钻探和完成每口油井的总费用约为2,600万美元。我们是否有能力筹集资金为发展计划的各个阶段提供资金，将取决于许多因素，包括：

•

我们成功地吸引了第三方战略和金融合作伙伴和投资者，为我们的中游和液化天然气终端开发目标提供大量资金；

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我们发展活动的范围、进度和成本；

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天然气价格；

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我们从我们的财产中生产天然气的能力；

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我们可能达成的任何钻探和其他生产相关安排的条款和时间；

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我们酒店附近可用和开发的基础设施；

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政府批准和/或特许权的成本和时间；

•

石油和天然气行业其他公司竞争的影响。

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我们目前没有任何关于未来外部资金的承诺，我们预计最早到2026年， 才能从生产中产生任何收入，这将取决于成功的钻探结果、额外和及时的资本资金、进一步的监管批准以及获得合适的基础设施。额外融资 可能无法以优惠条款获得，或者根本不能获得。即使我们成功地出售了额外的证券来筹集资金，在这个时候，我们现有股东的所有权百分比也会被稀释，新的投资者可能会要求优先于现有股东的权利、优惠或特权。如果我们通过债务融资筹集额外资本，融资可能涉及限制我们商业活动的契约。如果我们选择出租我们物业的权益，我们可能会失去对这类物业的运营控制权。

此外，澳大利亚证券交易所上市规则对新股发行的限制可能会限制或阻止我们在需要额外资本的情况下通过发行和出售普通股或其他证券的股票来筹集额外资本。请参见？我们筹集额外资本的能力可能会受到澳交所上市规则的严重限制，该规则限制了我们被允许在未经股东批准的情况下发行普通股的数量。.”

我们的业务计划考虑向澳大利亚东海岸以及南亚和东亚的特定市场输送天然气。我们向这些市场大量输送天然气的能力取决于额外管道能力的建设。我们不能向您保证，我们将能够确保在我们的时间或根本没有足够的外卖能力。

我们业务计划的预期产量将超过为Beetaloo提供服务的现有管道基础设施的能力。尽管我们已与APA集团达成初步协议，根据该协议，APA集团已同意评估联合开发和建设两条来自Beetaloo的额外管道，但任何额外管道的建设都必须执行双方都满意的明确文件，并满足几个先决条件。APA集团没有义务建造或专门为管道的建造提供资金，并可能拒绝继续施工。我们不能向您保证，我们将与APA集团就建设所需的外卖能力或满足任何此类义务的条件达成双方满意的协议。如果不签订合同建造更多的外卖能力，将对执行我们拟议的业务计划的能力产生不利影响。此外，即使我们能够签约获得足够的外卖能力，我们也可能无法签约提供收集和压缩服务、存储设施容量以及与主要管道的互联互通。

我们目前没有已探明的储量，我们决定钻探的地区可能不会生产出商业数量或质量的天然气，甚至根本不会。

我们目前没有已探明的储量，也没有出售任何生产的天然气。根据岩石物理分析，我们已经确定了位置，并钻探了指示远景资源的评估井。然而，我们的评估井可能不能预示未来的结果。此外，我们已经钻探的或未来可能决定钻探的地区可能无法生产商业数量或质量的天然气，甚至根本不能生产。我们目前的所有资产都未开发，处于不同的评估阶段，这将需要大量额外的地震数据重新处理和解释。因此，我们不知道我们的物业是否含有足够数量或质量的天然气，以收回钻井和完井成本，或在经济上可行。即使在我们的地产上发现了商业数量的天然气，天然气管道的建设成本、相关的基础设施和运输成本也可能会阻止此类地产在经济上可行。

此外，我们从其他油井的现有数据中得出的类比可能不适用于我们的 财产上的其他油井。如果我们物业的很大一部分被证明是不成功的，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。

我们在评估我们物业的特性时面临很大的不确定性，因此您不应过度依赖我们的任何评估。

在这份招股说明书中，我们提供了对我们物业特征的估计，例如隐含产量(包括我们的2.0bcf/d总产量目标和将初始生产率正常化至更长时间

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侧向长度)，在Beetaloo中。这些估计可能是不正确的，因为这些估计的准确性是现有数据、地质解释和我们的判断的函数。我们可能无法在我们建议的时间表上实现2.0Bcf/d的总产量目标，或者根本无法实现，我们已经钻探或将钻探的油井可能无法在我们估计的范围内实现最终采收率。到目前为止，我们作为运营商只在我们的物业上钻了四口井。我们从其他油井或生产油田中得出的任何类比，都可能被证明不是从我们的财产中成功开发储量的准确指标。此外，我们无法评估 来自模拟油井的数据或我们可能使用的其他方生产的属性的准确性。实际结果与我们的假设之间的任何重大差异都可能对可归因于任何特定的 属性组的天然气数量产生重大影响。

钻探油井是投机性的，通常涉及的巨额成本可能高于我们的估计，可能不会导致任何 发现或增加我们未来的产量或储量。钻探成本、估计或基本假设中的任何重大不准确都将对我们的业务产生重大影响。

勘探和开发天然气储量涉及高度的运营和财务风险，这使得 无法就实现某些目标所需的时间和成本做出明确的声明。钻井、完井和操作油井的预算成本经常超过预算，当钻井成本因各种类型的天然气田设备和相关服务的供应收紧而上升时，这些成本可能会大幅增加。钻探失败的原因可能有很多，包括地质条件、天气、成本超支、设备短缺和机械故障。探井和评估井比开发井承担更大的损失风险。此外，天然气井的成功钻探并不一定会带来投资利润。

在EP 98的A2H井的模拟之后，这是我们钻完的第一口Beetaloo井，我们观察到比我们在Beetaloo参与钻井的其他井更低的归一化流量。对回收的流体进行的实验室测试发现了一个渗透率降低的区域，即皮肤，这对天然气的流动造成了障碍。各种因素，既有地质因素，也有与市场有关的因素，可能导致一口井变得不经济，或者只是略微经济。在商业开发之前，我们最初的钻探地点以及任何可能开发的潜在额外地点都需要大量的额外勘探和开发、监管部门的批准和资源承诺。如果我们的实际钻探和开发成本大大高于我们的估计成本，我们可能无法按建议继续我们的业务运营，并将被迫修改我们的运营计划。

我们打算引进和实施美国的做法和技术，用于开发我们在北领地的物业。在我们运营的地区，劳动力对这些做法和技术的经验有限。吸引和培训合格员工的能力 可能会阻碍我们目前的运营，并限制我们的增长能力。

我们的操作机械复杂，必须在偏远的地理位置执行 。我们相信，我们的成功取决于我们有能力雇用和保留足够数量的技术人员，他们有能力使用、改进和维护我们的天然气开发设备。我们维持和扩大业务的能力在一定程度上取决于我们利用、取代、补充和增加熟练劳动力的能力。在Beetaloo，熟练工人的供应是有限的，而且不能保证我们能够 获得足够的熟练劳动力。国内外相互竞争的雇主支付的工资大幅增加，可能会导致我们的熟练劳动力减少，或者导致我们必须支付的工资率上升，或者两者兼而有之。员工流动率还可能导致生产力下降和员工敬业度降低，这可能会对我们的业务产生不利影响。

此外，随着我们的发展和能源行业市场竞争的加剧，我们雇用、培训和留住合格人员的能力可能会变得更具挑战性。我们成功实施美国实践和技术的能力取决于在澳大利亚寻找、培训和留住在北领地工作的合格人员。当总体行业条件有利时，对经验丰富的操作和现场技术人员的竞争加剧，因为其他能源和制造公司需要

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同样的人员增加。如果我们不能成功地聘用、培训和留住这些 重要人员，我们发展甚至继续现有运营水平的能力可能会受到不利影响。此外，为我们的员工制定有效的继任计划和扩张计划对我们的长期成功非常重要。未能实现这些计划可能会阻碍我们的战略规划和执行，并对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

我们无法及时获得适当的设备和基础设施，这可能会阻碍我们进入天然气市场，并推迟我们业务计划的各个阶段。

我们销售天然气的能力将在很大程度上取决于不在我们控制范围内的第三方拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和能力。我们无法以可接受的条款获得此类服务 可能会对我们的业务造成严重损害。我们商业计划的成功取决于引进和实施美国的做法和技术，用于开发我们在北领地的物业。虽然我们已与惠普就惠普FlexRig签订了合同{br^®至少到2025年8月，加上10年的合同选项，我们最多可以再购买5个钻井平台，我们还没有获得进口合同 。更多钻井平台的交付可能会被推迟或取消，我们未来可能无法继续获得合适的钻井平台。我们可能被要求关闭天然气井，因为没有市场，或者 因为管道、收集系统或加工设施的使用可能有限或不可用。如果发生这种情况，我们将无法实现这些油井的收入，直到我们安排向市场交付产品，这可能会导致我们业务计划各阶段的重大延误，并对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。

在Beetaloo，由于我们的开发处于初步阶段，我们没有关于收集和加工我们 潜在未来生产的具有约束力的协议。因此，我们的业务计划依赖于第三方来开发基础设施，以满足我们的天然气收集需求。资本限制可能会限制新管道和收集系统的建设。 在新产能可用之前，我们可能会在生产和销售天然气方面遇到延误。在这种情况下，我们可能不得不在等待管道连接或额外产能时关闭油井，这将对我们的 运营结果产生不利影响。即使在可行的情况下，收集和运输系统的最终成本也可能会阻止我们的一些房产在经济上可行。

我们的一部分天然气生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括天气条件、 事故、管道或收集系统访问中断、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场状况自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流产生实质性的不利影响。

钻井、完井、修井和水力压裂作业是复杂的作业活动 存在某些风险，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

在我们的钻井作业中，我们不时遇到某些问题和风险，包括机械和仪器或工具故障；与在膨胀的粘土或页岩和松散的 地层中钻井有关的钻井困难；井筒不稳定和其他地质灾害；井控丢失和相关的碳氢化合物释放和/或天然气云；钻井液循环损失；各种钻井或井液的地面泄漏；地下与现有油井的碰撞；邻近水井或含水层的接近；无法建立钻井液循环；钻杆或套管完整性丢失或受损；地面抽水作业及相关的压力和碳氢化合物危害；卡住和井下迷路工具、钻杆或套管；大型钻井设备和机械，包括电气危险；套管固井不足，造成不需要的套管压力或流体流动；大型机械(马力)、设备或油井压力引起的地面超压事件；与相关法律法规有关的罚款和违规行为；火灾和爆炸；人员安全，如高空作业、驾驶或设备操作、隔热、挖掘和挖沟等危险；大型设备和机械的结构损坏和坍塌；

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关键设备或流程的重大损坏或故障；在某些情况下，作业靠近住宅和/或社区；以及其他典型的页岩盆地钻探 挑战和风险。

在我们的水力压裂、修井和完井活动中，我们不时会遇到某些问题 并遇到风险，例如，机械和仪器或工具故障；井控失控和相关的碳氢化合物释放和/或天然气云；完井或压裂作业过程中的井涌或返排；丢失或 卡在井眼绳索、连续油管或修井管柱和工具中；修井管柱、油管或套管完整性损失或损坏；大完井、钢丝绳、连续油管和修井钻机设备和机械，包括电气危险；压裂或压裂后套管固井不充分造成不必要的套压或流体运移；邻近水井或含水层及邻近生产井；各种压裂、淡水或油井液体或化学品的地面泄漏；地面抽水和排液作业及相关的压力和碳氢化合物危害；大型机械(马力)、设备或油井压力引起的地面超压事件；与相关法律法规有关的罚款和违规行为；火灾和爆炸；高空作业、驾驶或设备操作、隔热、挖掘和挖沟等人员安全危险；大型设备和机械的结构损坏和坍塌；关键设备或过程的重大损坏或故障；在某些情况下，作业距离住宅和/或社区很近；除其他典型的压裂、修井和完井外，还面临挑战和风险。

我们的行业要求我们驾驭许多可能对我们的财务状况和运营结果产生不利影响的不确定性。

我们的财务状况和经营结果取决于我们资产开发的成功与否，这些风险是我们无法控制的 ，包括开发不会产生商业上可行的生产或不经济的结果，或钻井过程或油井的各种特点将导致我们在完全生产商业上可行的数量之前放弃油井的风险。

我们油井的实际开发成本可能会大大超过支出水平的计划授权 。此外，许多因素可能会减少、扰乱、推迟或取消我们预定的钻井项目和正在进行的运营，包括以下因素：

•

降低或持续降低天然气价格；以及

•

法规遵从性，包括对废水处理、温室气体排放和水力压裂的限制。

此外，我们的资产预计将在几年内开发，使其容易受到 不确定性的影响，这些不确定性可能会大幅改变钻探的发生或时机、我们勘探和生产活动的范围、进度和成本。我们钻探和开发资产的能力取决于许多因素，包括设备和资本的可用性、季节性条件、监管批准、获得受监管运营的土地使用权协议、天然气价格、成本和钻探结果。由于这些不确定性，我们不知道 我们的资产是否将在预期的时间框架内或根本不被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点经济地生产天然气。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。

天然气价格波动很大。价格的下降或持续下降可能会对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行财务承诺或筹集资本的能力产生不利影响。

我们未来的增长取决于澳大利亚天然气开发和生产行业的持续经济重要性以及(与液化天然气贸易相关的)全球需求。澳大利亚天然气开发和生产行业目前的经济重要性发生任何实质性和长期的变化，都可能对我们的业务、财务状况和利润产生不利影响。

25

当前的天然气价格对我们的潜在收入、盈利能力、获得资本的渠道、增长率和我们物业的价值都有很大影响。此外，尽管我们不生产石油，但如果油价大幅上涨，我们产生的服务成本也可能增加。作为一种大宗商品，天然气价格会随着供需的相对较小的变化而出现较大的波动。从历史上看，天然气市场一直不稳定。我们的收入、盈利能力和未来增长高度依赖于我们获得的天然气生产价格，而我们的产量水平则取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括但不限于以下因素：

•

影响全球天然气供需的世界和区域经济状况，包括经济增长预期、通货膨胀和乌克兰和中东的敌对行动；

•

欧佩克、其成员国和其他国有石油公司在油价和生产控制方面的行动 ；

•

全球石油和天然气的勘探和生产水平；

•

全球石油和天然气库存水平；

•

我们经营地区的当地价格指数的现行价格和对未来大宗商品价格的预期 ；

•

与石油产量增加相关的天然气生产程度；

•

集散和运输设施的距离、容量、成本和可用性；

•

本地和全球供需基本面和运输可用性；

•

全球各地的天气状况；

•

影响能源消耗的技术进步；

•

天然气市场的投机性交易；

•

终端用户保护趋势；

•

石化、化肥、乙醇、交通运输供需平衡；

•

替代燃料的价格和可获得性；

•

国内、地方和外国政府的监管和税收；以及

•

液化石油产品供需平衡。

特别是，由于我们的运营成本高于美国生产商，我们的商业模式依赖于我们从亚洲和澳大利亚国内市场获得的天然气价格相对于美国价格更高。如果大宗商品价格下跌或基差扩大，我们的现金流和再融资能力将会减少。我们可能无法以商业合理的条款获得所需的 资金或融资。较低的大宗商品价格也可能会减少我们可以经济地生产的天然气数量。此外，我们的很大一部分项目可能变得不经济，需要我们 放弃或推迟计划的钻探。因此，天然气价格的降低或持续下降可能会对我们的财务状况、经营业绩、流动性和我们为资本支出提供资金的能力产生重大不利影响。

我们可能无法有效管理我们未来的增长，这可能会使我们的业务战略难以执行。

我们预期的未来增长可能会对组织、行政和业务基础设施造成压力。我们有效管理增长的能力将要求我们继续改进我们的运营、财务和管理控制，以及报告系统和程序。我们目前的团队规模很小，我们将不得不招聘更多员工来实现我们预期的未来增长。我们的业务战略

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将难以执行，这可能会影响我们有效吸引员工的能力。随着我们的发展，我们的任何控制故障或设施或系统中断都可能对我们的业务和财务运营产生负面影响。我们未来的发展计划，包括管道、液化天然气出口设施和CCUS项目的潜在发展，将影响广泛的业务流程和功能领域。 实施这些新的业务扩展所需的时间和资源是不确定的，如果不能及时有效地完成这些活动，可能会对我们的运营产生不利影响。如果我们不能有效地管理增长 ，我们可能很难执行我们的业务战略。

我们的业务计划考虑执行与某些第三方的中游合同，以允许我们供应自己的天然气，用于出口到达尔文以外的地区或直接出口到澳大利亚东海岸。我们不能向您保证，我们将成功地获得必要的商业合同，以促进以商业合理的条款直接交付我们的天然气生产，或者根本不能。

我们不能向您保证，我们将在任何建立中游合同的努力中取得成功，这些合同将允许我们供应我们自己的天然气，用于出口到达尔文以外的地区或直接出口到澳大利亚东海岸。即使存在直接向达尔文和澳大利亚东海岸供应我们自己的天然气的有形基础设施，我们利用这些基础设施的能力也取决于我们能否以商业上合理的条款成功谈判并签订中游合同。如果我们未能按商业上合理的条款或根本不能签订此类合同，或在其他方面受到产能限制，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

中游项目的建设使我们面临着建设延误、成本超支、我们增长受到限制以及对我们的财务状况、运营结果、现金流和流动性产生负面影响的风险。

我们业务的第二和第三阶段需要建设中游项目，包括通往东海岸的管道和我们拟建的NTLNG终端，其中一些可能需要数年时间才能投入商业运营。这些项目很复杂，受到许多我们无法控制的因素的影响，包括第三方土地所有者的延误、许可过程、政府和监管部门的批准、法律合规、材料不可用、劳动力中断、环境危害、融资、事故、天气 和其他因素。这些项目的任何延迟完成都可能对我们的财务状况、经营结果、现金流和支付普通股股息的能力产生重大不利影响。建设这些中游设施需要大量的资本支出，这可能会超过我们的估计成本。估计与这些开发项目相关的时间和支出是非常复杂的，并且受到可能会显著增加预期成本的变量的影响。如果这些项目的实际成本超过我们的估计，我们的流动性和财务状况可能会受到不利影响。这种水平的开发活动需要我们的管理层和技术人员做出巨大努力，并对我们的财务资源和内部财务控制提出了额外的要求。我们可能没有能力吸引和/或留住具备成功完成复杂项目所需技能的必要数量的人员。

中游项目的建设还需要第三方战略合作伙伴的支持，他们可能有不同的目标和战略。如果我们的战略合作伙伴不合作建设中游项目，我们可能无法销售我们未来的天然气产量。

如果我们对Beetaloo的评估存在重大错误，它将对我们的业务产生根本性影响。

我们对财产的评估可能本质上不准确，也可能不准确，包括以下内容：

•

将Beetaloo带入商业开发阶段所需的时间;

•

可开采储量量;

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•

在经济可行的基础上发展外卖能力和进入其他基础设施（包括液化天然气接收站）的时机;

•

地质复杂性；

•

适用的政府规章和条例；

•

土著所有权持有人和传统的土著所有者；

•

业务费用估计数；

•

对未来开发成本的估计；

•

估计封堵和废弃的成本和时间；以及

•

潜在的环境和其他责任。

我们的评估不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不会允许我们足够熟悉我们拥有许可证的 领土的广度，以便充分评估他们的能力和不足。我们计划通过使用现有生产的现金流来进一步开发我们的物业。因此，我们对这些因素的评估出现重大偏差可能会导致可用于此类目的的现金流少于我们目前的预期，这可能会推迟未来的开发运营(并推迟预期的储备现金转换)，或者导致 我们寻找替代来源来为开发活动提供资金。

在估计已探明和可能的储量数量时存在许多不确定性，任何此类估计都可能是不准确的。

储量工程是估算商业可采石油数量的过程，这些石油保留在无法精确测量的已知储集层中。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。在估计可能储量时，应当指出，这些储量估计本身就比对已探明储量的估计具有更大的风险和不确定性。由于开采的不确定性，本招股说明书中提出的任何已探明和可能储量的估计均未对风险进行调整，且无法与我们或任何其他公司可能提供的已探明和可能储量的衡量标准相比较。此外，由于上述不确定性，我们或任何其他公司提供的已探明储量和可能储量不应合计为总储量。

我们依赖于我们 管理和技术团队的某些成员。

我们普通股的投资者必须依赖我们管理层的能力、专业知识、判断力和判断力，以及我们技术团队在开发未来天然气储量方面的成功。我们的业绩和成功在一定程度上取决于我们管理和技术团队的关键成员，他们的损失或离职可能会 损害我们未来的成功。在决定投资我们的普通股时，您必须愿意在很大程度上依赖我们的管理层S的谨慎和判断。不能保证我们的高级管理层将 留任。失去我们的任何管理和技术团队成员都可能对我们的运营结果和财务状况以及我们普通股的市场价格产生重大不利影响。请参阅 z管理？和？高管和董事薪酬.”

我们对他人或合资企业经营的物业和投资的控制有限。

我们的某些物业由其他公司运营，可能涉及 第三方工作权益所有者。我们对此类物业和投资的运营或未来开发的影响和控制有限，包括遵守环境、健康和安全法规或数量和时间

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未来所需的资本支出。此外，我们通过合资企业开展某些业务，我们可能与第三方共享控制权，而其他合资企业参与者的利益或目标可能与合资企业或我们的利益或目标不一致。这些限制以及我们对此类第三方的依赖可能会导致意想不到的未来成本或负债，以及运营或未来发展的意外变化，这可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

我们的财务业绩取决于我们的交易对手或合资伙伴履行相关合同(包括合资协议)下的义务。如果我们的交易对手或合资伙伴未能 履行其合同义务，可能会导致收益损失、终止其他相关合同、纠纷和/或诉讼，从而影响我们的财务业绩。

目前，我们不是由桑托斯运营的EP 161的运营商。在我们执行勘探和开发计划时，我们可能会 就现有或未来的物业达成安排，从而使我们的物业有更大比例由其他公司运营。因此，我们对合作伙伴运营的 物业的运营施加影响的能力可能有限。对运算符的依赖可能会阻止我们实现这些属性的目标回报。此外，对于我们不经营的物业，我们可能很难实施我们的关键业务战略之一，即最大限度地减少发现和初步生产之间的周期时间 。由我们的合作伙伴运营的勘探和开发活动的成功和时机将取决于在很大程度上不受我们控制的许多因素，包括：

•

资本支出的时间和数额；

•

经营者S的专业知识和财力；

•

其他钻井参与者的批准；

•

技术选择；以及

•

储量的生产速度(如果有的话)。

这种对我们一些物业的运营进行控制的有限能力可能会对我们的运营结果和财务状况造成实质性的不利影响。

我们的所有资产和业务都位于Beetaloo，这使得我们很容易受到在一个地理区域运营的相关风险的影响。

我们的业务在地理上集中在澳大利亚北领地，特别是Beetaloo。因此，我们可能会不成比例地受到Beetaloo地区供需因素的影响，这些因素是由重大的政府监管、减产或该地区油井生产的天然气加工或运输中断造成的。此外，波动对供需的影响可能会在特定的地理天然气产区内变得更加明显，例如Beetaloo，这可能会导致这些条件更频繁地发生或放大这些条件的影响。由于我们业务的集中化性质，我们可能会同时经历任何相同的情况，导致对我们收入的影响相对 比对其他业务地域更分散的公司的影响更大。

我们的业务受到 运营风险的影响，这些风险可能导致我们可能没有足够的保险覆盖范围的重大损失或责任。

天然气作业面临许多风险，包括井喷、漏斗、爆炸、天然气或油井流体无法控制的流动、火灾、管道、套管或水泥故障、异常压力、管道泄漏、破裂或泄漏、破坏、污染、有毒气体泄漏、恶劣天气条件或

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自然灾害和其他环境危害和风险。如果这些危险中的任何一种发生，我们可能会因以下原因而遭受重大损失：

•

造成人员伤亡的；

•

严重损坏或毁坏财产、自然资源和设备的；

•

污染或者其他环境损害的；

•

调查、监测和清理责任；

•

监管调查和处罚或诉讼；

•

收入损失或延迟；

•

暂停或减损业务；以及

•

维修以恢复运营。

我们根据我们 认为是行业惯例的做法，按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为我们的业务产生的部分(但不是全部)潜在损失或责任提供保险。我们的保险包括在恢复之前必须满足的免赔额，以及 分限额和/或自我保险。另外，我们的保险是有免责条款和限制的。我们的保险不包括与我们的业务相关的所有潜在风险，包括潜在的 重大收入损失。我们不能保证我们的保险将充分保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。

我们的保险范围对于处于天然气勘探阶段的我们这种规模的公司来说被认为是合适的，但受保单条款和条件的限制。这包括与一般和产品责任、财产、工人赔偿、网络、恐怖主义和恶意行为相关的保险，运营商S为控制油井、渗漏和污染、清理和污染、疏散费用和确保油井安全而支付的额外费用。

如果我们认为可用保险的费用 相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不购买保险。一些形式的保险可能在未来变得不可用，或者无法以我们认为在经济上可接受的条款获得。不能保证我们将来能够 以我们认为合理的费率维持保险，我们可能会选择维持最低保险范围或没有保险范围。如果我们因重大事件而承担重大责任，而损失不在保险范围之内或超过保单限额，则我们的运营收入和资金将会减少，这反过来可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

此外，我们将在很大程度上依赖于第三方拥有和运营的交通基础设施，这些第三方基础设施的损坏或破坏将影响我们加工、运输和销售我们产品的能力。

我们面临着许多天然气勘探和生产固有的风险。

天然气勘探和生产活动涉及许多风险，经验、知识和仔细评估的组合可能无法克服这些风险。我们未来的成功将取决于我们勘探和生产活动的成功，以及未来基础设施的存在， 将使我们能够利用我们的发现。此外，我们的天然气资产位于一个没有重大现有基础设施的地区，这通常会增加与天然气勘探和生产活动相关的资本和运营成本、技术挑战和风险 。因此，我们的天然气勘探和生产活动面临许多风险，包括钻探不会产生商业上可行的天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式开发物业的决定将在一定程度上取决于通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究对地震数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。

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此外，我们物业的天然气预期产量的适销性也将受到多种因素的影响。这些因素包括但不限于价格的市场波动、管道的邻近程度、能力和可用性、加工设施的可用性、设备可用性和政府法规(包括但不限于与价格、税收、特许权使用费、允许产量、天然气进出口、环境保护和气候变化有关的法规)。这些因素的影响，无论是单独的，还是 共同的，都可能导致我们无法获得足够的投资资本回报。

如果我们的钻探计划被开发并投入运营，它们可能无法以商业数量或预期成本生产天然气，在某些情况下，我们的项目可能会部分或全部停产。由于生产天然气的运营成本增加，钻探项目可能变得不经济。我们的实际运营成本可能与我们目前的估计大不相同。此外，其他发展，如日益严格的环境、健康和安全法律 及其法规和执行政策，以及对我们运营造成的财产或人员损害的索赔，可能会导致巨额成本和责任、延误、无法完成我们的钻井计划或放弃此类钻井计划，这可能会对我们的运营结果和财务状况造成重大不利影响。

我们已确定的钻探地点计划在数年内完成，这使得这些地点容易受到不确定性的影响，这些不确定因素可能会对钻探的发生或时间产生重大影响。

我们的管理团队已经确定并计划在多年期间在我们的土地上进行钻探。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多因素，包括设备和资本的可用性、季节性条件、监管批准、天然气价格、成本和钻探结果。是否钻探这些 钻探地点的最终决定将取决于上述因素，并在某种程度上取决于我们针对评估井的钻探活动的结果。由于这些不确定性，我们不知道我们 确定的钻探地点是否会在我们预期的时间范围内进行钻探，或者根本不会。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期有很大不同，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。

天然气项目的开发时间表，包括钻机、设备、供应、人员和天然气田服务的可用性和成本，可能会受到延误和成本超支的影响。

从历史上看，由于钻井平台和其他基本设备、供应、人员和天然气田服务的不可用或成本高昂等因素，一些天然气项目经历了延误、资本成本增加和超支。开发我们项目的成本尚未确定，仍取决于许多因素，包括完成详细的成本估算以及最终的工程、合同和采购成本。我们的施工和运营计划可能无法按计划进行，可能会出现延误或成本超支。任何延误都可能增加项目的成本，需要额外的资金，而这种资金可能无法及时和具有成本效益的方式获得。

我们的部分业务战略涉及使用一些最新可用的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中涉及风险和不确定性。

我们在完成油井作业时面临的困难包括：

•

能够通过支撑剂的计划量刺激计划的阶段数；

•

在完井作业期间将工具送入整个井筒的能力；以及

•

在最终压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力。

此外，我们正在采用的某些新技术可能会造成生产中的不规范或中断。如果我们的开发和生产结果低于预期，我们对特定油井的投资回报可能不像我们预期的那样有吸引力，未来其价值可能会下降。

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由于需要从美国进口某些设备或招聘人才，我们还可能面临设备和劳动力的额外成本或短缺。钻机、完井人员、设备、用品、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开发计划的能力造成不利影响。

页岩气完井需要大量的水，这可能会受到某些含水层监管审批的拖延，而且含水层水的使用成本可能会随着时间的推移而增加。

对钻机、完井人员、管道和其他设备和用品的需求，包括水力压裂作业中使用的砂子和其他支撑剂以及用于增产的酸，可能会有很大波动，通常与我们作业区和其他页岩盆地的大宗商品价格或钻探活动相关，导致供应和所需人员的周期性短缺和成本的快速增加。钻探活动的增加可能会大幅增加对这些商品和服务的需求和价格，我们可能会遇到成本上升以及延迟或无法确保我们进行钻探和开发活动所需的人员、设备、电力、服务、资源和设施访问的情况，这可能导致产量低于我们的预测量。此外，任何此类对生产量的负面影响，或成本的大幅增加，都可能对我们未来的现金流和盈利能力产生重大不利影响。

我们经常性的运营亏损、负现金流和巨额累计净亏损令人对我们作为一家持续经营企业的持续经营能力产生了极大的怀疑。

在我们2023财年已审计综合财务报表的组织性质和业务性质附注1和本招股说明书中包括的题为截至2024年3月31日的9个月未经审计综合财务报表的业务和编制基础的附注1中，我们披露，我们 作为一家持续经营的企业继续经营的能力受到极大怀疑。此外，我们的独立注册会计师事务所在其关于我们2023财年综合财务报表的报告中包含了一段说明性段落，其中指出，有一些因素 令人对我们作为一家持续经营企业的持续经营能力产生了极大的怀疑。我们已经发生了严重的运营亏损和运营现金流为负，预计在可预见的未来，随着我们 进一步推进我们的发展计划，亏损将继续增加。此外，截至2023年6月30日，我们累计亏损1.085亿美元，截至2024年3月31日，我们累计亏损1.21亿美元。截至2024年4月30日，我们拥有1,970万美元的现金和现金等价物。 这些情况令人对我们作为一家持续经营的企业继续下去的能力产生了极大的怀疑。我们的合并财务报表不包括可能因这种不确定性的结果而产生的任何调整。

我们能否成为一家盈利的运营公司取决于我们是否有能力创造足够的收入和获得足够的资金，以完成我们的开发和商业化活动，并实现足以支持我们成本结构的收入水平。我们计划通过额外的债务和股权融资获得更多资源，为我们目前计划的运营和支出提供资金，但不能保证我们以完全或商业上可接受的条款获得融资。如果我们不筹集额外资本，我们可能不会继续作为一家持续经营的企业。我们相信，2023年12月和2024年1月通过私募CDI筹集的资金为我们提供了必要的资本，使其作为一家持续经营的企业持续经营到2024财年，此次发行的收益金额，加上我们手头的现有现金和未来的融资，将足以为我们计划的钻探和测试计划提供至少到2025财年结束的资金。我们的计划在很大程度上依赖于Beetaloo的商业生产的成功，该项目仍处于开发的早期阶段，并取决于我们的钻探计划和Beetaloo的基础设施开发等方面的成功。如果我们无法获得足够的资金，我们的财务状况和经营结果将受到实质性和不利的影响，我们可能无法继续经营下去。未来的财务报表可能会披露对我们作为一家持续经营的企业继续经营的能力的重大怀疑。如果我们寻求额外的 融资来资助我们未来的业务活动，而我们作为一家持续经营的企业的能力仍然存在很大的疑问，投资者或其他融资来源可能不愿以商业上的合理条款或根本不愿意向我们提供额外的资金。

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我们的长期业务计划考虑在澳大利亚北部海岸开发一个额外的液化天然气出口终端。我们开发这种设施的能力取决于我们吸引第三方合作伙伴的能力以及获得必要许可的能力。

我们预计NTLNG项目最早将于2027年开工建设，最早将于2030年完工。我们能否如期开始建设NTLNG或完成项目取决于许多我们无法控制的因素，包括潜在第三方合作伙伴对该项目的承诺意愿。虽然我们已经与BP和壳牌各自的子公司就从NTLNG购买总计4.4 Mtpa的长期合同签订了谅解备忘录，但这些谅解备忘录不是BP或壳牌的约束性义务，两者都可能决定不继续我们的项目。我们不能向您保证，我们将在谈判或执行最终协议方面取得成功。如果做不到这一点，可能会导致我们业务计划各阶段的重大延误，并对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。

此外，我们在中臂可持续发展(MASD)辖区拟议的NTLNG出口设施的建设依赖于公司与北领地政府之间授予的具有约束力的土地使用协议。MASD种植面积已独家分配给我们，期限为2024年12月31日，在此期间，我们已完成概念选择阶段，并计划向北领地政府提交我们的调查结果。不能保证我们会获得关于这块土地的具有约束力的土地使用协议。

金融危机或总体经济、商业或行业状况的恶化可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。

对全球经济状况、股市波动、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀和美联储加息的担忧、信贷的可获得性和成本，以及美国经济增长放缓和对经济衰退的担忧，已经并可能继续导致经济不确定性和对全球经济的预期降低。

尽管澳大利亚的通货膨胀率多年来一直处于相对较低的水平，但通货膨胀率从2021年6月的3.8%上升到2022年12月7.8%的峰值，然后在2023年6月放缓至5.4%。此外，美国的通货膨胀率从2021年12月的7.0%上升到2022年6月9.1%的高位，并在2023年11月降至3.1%。因此，我们在整个2022年和2023年的成本结构上经历了供应链约束和通胀压力。主要是，与2022财年相比，钻探所需的钢铁和化学品的大宗商品成本、更高的运输和燃料成本以及年度工资增长增加了我们2023财年的运营成本。我们无法预测未来的通货膨胀率，但如果通货膨胀率居高不下，供应链约束依然存在，我们的运营成本可能会增加，包括钻机、修井机、水力压裂车队、管材和其他油井设备的成本，以及劳动力成本的增加。一些供应链约束和通胀压力可能会持续到2024年，但预计会持平，但我们无法准确预测未来的供应链约束和通胀。如果我们无法管理我们的供应链，我们以及时且经济高效的方式采购材料和设备的能力(如果有的话)可能会受到负面影响，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。

例如，为了缓解供应链和通胀压力，我们有预购的长铅材料，包括套管和管材、化学品和井下设备，这是我们计划在2024年进行开发所必需的。我们与惠普签订了为期10年的合同，最多可额外购买5台FlexRigs ^®。我们正在与其他供应商和承包商密切合作，以确保现场供应，特别是燃料、钢铁和化学品供应，这些对我们的许多业务至关重要，并正在努力使供应商多样化。然而，这些缓解努力可能不会成功或不充分。

同样，我们无法预测市场的高度波动和银行业的不稳定可能对经济活动产生的影响，尤其是我们的业务。银行和金融机构的倒闭以及政府、企业和其他组织为应对这些事件而采取或不采取的措施可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

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此外，俄罗斯和乌克兰之间持续的敌对行动，以色列和哈马斯之间的冲突，中东的其他敌对行动，以及澳大利亚或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击，都可能对澳大利亚和其他国家的经济造成不利影响。乌克兰和以色列持续不断的冲突可能会继续在全球范围内产生影响，不仅在天然气市场，而且在资本市场也会继续造成不确定性。这种不确定性可能导致股价波动和供应链中断，以及天然气价格上涨，这可能导致全球通胀加剧，并可能对天然气、NGL、石油和电力的需求产生负面影响。

对全球经济增长的担忧可能会对全球金融市场和大宗商品价格造成重大不利影响。此外，任何金融危机都可能导致我们在进入债务和股权资本市场以及完成资产购买或出售方面面临限制。

此外，如果发生金融危机或澳大利亚或国外的经济环境恶化，全球对碳氢化合物产品的需求可能会大幅下降，这可能会影响我们物业的天然气销售价格，影响与我们物业相关的供应商、供应商和服务提供商继续运营的能力，并最终对我们的运营业绩、财务状况和支付普通股股息的能力产生重大不利影响。

我们 无法控制的事件，包括传染病的流行或爆发、恐怖主义、地缘政治不稳定和安全威胁，可能会对我们的业务、流动性、财务状况、运营结果和/或现金流产生实质性的不利影响。

我们面临着与流行病、流行病、疫情爆发或其他公共卫生事件或其威胁相关的风险，这些风险是我们无法控制的，可能会严重扰乱我们的业务和运营计划，并对我们的流动性、财务状况、运营业绩、现金流和普通股支付股息的能力产生不利影响。

上述事件的性质、规模和范围，再加上政府行动的不确定持续时间和程度，使我们无法确定我们业务面临的所有潜在风险。我们认为，与大流行病有关的事件的已知和潜在影响包括但不限于：

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对天然气、天然气、石油和其他石油产品的需求中断；

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故意推迟项目，直到大宗商品价格稳定下来；

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未来我们的信用评级可能会下调，未来的借贷成本可能会更高；

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需要保持流动性，这可能导致我们的资本支出减少、延迟或变化；

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供应链和运输航线中断，导致设备、服务和劳动力等短缺，并增加定价压力；

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因以下原因导致生产力下降而导致运营延误的负债呆在家里影响我们劳动力的订单或工厂关闭；

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未来资产减值，包括我们的天然气资产和其他资产和设备的减值； 和

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感染和隔离我们的员工以及供应商、供应商和其他第三方的人员。

以我们的系统或天然气基础设施为目标的恐怖袭击或武装冲突通常会对我们的行动产生实质性的不利影响。

日益加剧的地缘政治不稳定和武装冲突(包括俄罗斯和乌克兰之间、以色列和哈马斯之间的武装冲突以及中东的其他敌对行动)导致了能源

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基础设施成为恐怖分子和冲突国家更突出的攻击目标。天然气、NGL和石油相关设施，包括由我们或我们的服务提供商运营的设施，可能成为物理或网络攻击的直接目标，如果我们运营不可或缺的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会遭遇重大中断。任何此类中断都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。由于威胁的增加，保险和其他保障的成本可能会增加，而且某些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。

我们的业务可能会受到安全威胁和中断的负面影响，包括电子、网络安全或物理安全威胁和 其他中断。

我们的业务面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全的威胁；以及来自恐怖行为的威胁。此类安全威胁的潜在可能性使我们的运营面临更大的风险，可能对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制来监控和缓解安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，这可能会增加资本和运营成本。此外，不能保证此类程序和控制足以防止发生安全漏洞。安全漏洞可能导致敏感信息、关键基础设施或对我们的运营至关重要的能力的丢失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。尤其是网络安全攻击正变得更加复杂，包括但不限于恶意软件、试图未经授权访问数据和系统以及可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。

在审计与风险管理委员会的指导下，我们的董事会负责我们的风险管理框架，包括我们与我们以及我们的供应链、供应商和服务提供商相关的网络安全和信息技术风险的战略、政策、程序和系统。关于信息技术和网络安全，2024年初进行了初步风险评估，目前正在汇编评估结果，以便在2024年年中提交审计与风险管理委员会。作为此风险评估的一部分，我们最近使用美国国家科学与技术研究所开发的网络安全框架完成了我们的第一次网络安全成熟度评估 ，并将很快开始准备组织网络安全政策，其中包括与第三方相关的角色和责任 ，但尚未定义。

但是，尽管我们计划实施，我们的第三方供应商和供应商也可能实施旨在保护这些信息系统安全的各种控制、系统和流程，但不能保证我们维护信息系统安全和完整性的努力将是有效的，也不能保证未来的网络安全事件、攻击或中断不会成功或造成破坏。这些事件可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。

我们的信息和计算机系统的丢失可能会对我们的业务造成不利影响。

我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果任何此类程序或系统出现故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，可能的后果包括我们失去通信链路， 无法找到、生产、加工和销售天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化的商业活动。任何此类后果都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。

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我们可能会卷入可能导致重大责任的法律程序。

像许多能源公司一样，在我们的正常业务过程中，我们不时会卷入各种纠纷和分歧 ，这些纠纷和分歧可能会导致法律和其他诉讼，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、监管合规纠纷、土地使用权纠纷、对监管批准的上诉和司法审查、人身伤害或财产损害事宜。这样的法律程序本身就不确定，其结果也无法预测。无论结果如何，此类诉讼可能会因为法律成本、管理层和其他人员的分流以及其他因素而对我们产生不利影响。 此外，一个或多个此类诉讼的解决可能会导致责任、处罚或制裁，以及需要改变我们的业务做法的判决、同意法令或命令，这可能会对我们的业务、前景、财务状况、运营结果、现金流和支付普通股股息的能力产生重大和 不利影响。此种责任、处罚或制裁的应计费用可能不够，确定与法律程序和其他程序有关的应计费用或损失范围的判决和估计 可能在不同时期发生重大变化。

我们面临与企业社会责任相关的风险，包括我们对环境、社会和治理问题的期望或估计可能无法实现或可能不正确的风险。

我们的业务以及其他公司的业务都面临着与ESG活动相关的越来越多的公众审查，越来越多的人 认为这些活动有助于公司的长期可持续业绩S。

如果我们在环境管理、公司治理和透明度等多个领域未能采取负责任的行动，或被视为失败，我们可能会损害我们的品牌和声誉。与ESG活动有关的不利事件可能会影响我们的品牌价值、我们运营的成本以及与投资者的关系，所有这些都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。例如，我们已经在过去，并且在未来可能会受到绿色清洗的指控(例如，如果 我们的碳足迹被指控大于我们的声明，或者如果我们的ESG声明(包括我们关于净零股本范围1和范围2排放的声明)被证明是虚假或误导性的)。我们对ESG事项的期望和估计，包括我们的开发和计划对环境的潜在影响，可能无法实现或最终可能被证明是不正确的，这可能会导致额外的索赔或责任。与有关ESG事项的虚假和误导性声明以及关于净零排放目标的声明相关的法律正在演变，我们所做的声明可能被视为违反澳大利亚或其他司法管辖区的《澳大利亚消费者法》和 其他类似法律的风险仍然存在。违反这些法律可能会导致重大的经济处罚和其他执法行动。

我们的一些ESG工作可能最终依赖于要求某些排放补偿或其他环境属性或将此类属性与我们生产的天然气打包的权利。这可能会受到这些问题不断演变的方法、复杂的计算或商业协议的影响，任何关于此类环境属性的争议或含糊之处都可能对我们的运营和产品产生负面影响，使我们受到诉讼或利益相关者行动主义的影响，需要我们产生额外的成本来采购替换属性，或以其他方式对我们的运营产生不利影响。

我们还受到各种利益相关者对ESG问题不断变化的期望的影响，这些利益相关者包括监管机构、投资者、客户和 业务合作伙伴。有关更多信息，请参阅我们的风险因素加强对ESG问题的关注和环境保护措施可能会对我们的业务产生不利影响.”

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与环境、法律合规和监管事项有关的风险

我们受制于复杂的联邦、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。

澳大利亚境内石油和天然气行业的勘探和生产活动受到广泛的地方、州、联邦和国际法律法规的约束。我们可能会被要求进行物质支出以遵守政府法律法规，特别是在以下方面 ：

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批准钻井作业和其他受监管的活动；

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陆路通道；

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特许权使用费和特许权使用费增加；

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钻探和开发债券；

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回收成本以获得监管部门的批准；

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证券和遗产税；

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有关业务的报告；

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井的间距；

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油气成藏单位化；

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所有权、土地所有者、土著所有权所有者和传统土著所有者；

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温室气体排放目标和抵消要求；

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水的提取和处理；

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为环境目的进行的补救或调查活动；以及

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税收

根据这些和其他法律法规，我们可能对人身伤害、财产损失和其他类型的损害、罚款、 和费用负责。因此，不遵守规定可能会影响我们将其资产商业化或保留的能力，这反过来可能会影响其运营和财务表现。不遵守这些法律和法规也可能导致我们暂停或终止业务，丢失许可证，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、处罚、停职、终止或监管变更都可能对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们的业务受到政府政策的影响，而政府政策又可能受到国际政策和法律的影响。虽然我们认为联邦政府目前的S政策支持澳大利亚S天然气资源的投资和开发，但不能保证这一立场未来不会改变。特别是，联邦政府有可能改变其国内或国际政策。国际政策的发展有可能对我们的业务产生间接影响，因为国内政策制定者在制定和确定当地政策方向时可能会考虑这些发展。例如，国际能源署最近发布了一份关于到2050年实现全球净零排放的建议的报告，其中包括一项关键建议，即不应开发新的石油和天然气项目。目前尚不清楚这份报告可能会对国内天然气政策的制定产生什么影响，如果有的话。新台湾省政府宣布和通过的与天然气或Beetaloo开发有关的能源政策的转变也会带来类似的风险。台湾政府此前曾暂停Beetaloo的作业，在进行科学调查和提出某些建议后，作业于2018年结束。

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政府政策的转变可能会对我们的业务及其盈利能力产生不同程度的影响，范围可能从失去或减少行业激励、阻止基础设施发展到暂停特定地区或比塔卢地区未来的天然气开发。

我们必须遵守在我们运作的每个司法管辖区的相关法律和法规，因为它适用于环境、保有权、土地使用权、土地所有者、土著所有权所有者和传统的土著所有者。不遵守这些法律法规和任何特殊许可证条件可能会导致暂停运营、丢失许可证或罚款。不合规可能会影响我们将资产商业化或保留的能力，进而可能影响我们的运营和财务业绩。适用于我们业务的相关环境、保有权、土地使用权、土地所有者、土著产权、土地权和文化遗产法律和法规在第企业对环境问题的关注和监管.”

更改这些要求(例如，包括与气候变化、环境保护和能源政策相关的新要求，以及北领地政府承诺实施水力压裂科学调查最终报告中的建议)可能会限制或 影响我们开展活动的权利或能力。

我们对Beetaloo的勘探取决于相关许可证的维护(包括 续签)。除其他事项外，许可证的维持取决于是否符合有关当局规定的许可证条件，包括遵守工作计划和支出要求。不能保证此类所有权和访问权不会受到未注册、未被发现或其他可能对我们在Beetaloo的利益造成重大不利影响的索赔或利益的约束。其他所有权或访问权可能存在争议， 这可能导致代价高昂的诉讼或中断本公司的S业务。

我们的勘探和生产作业受各种类型的联邦、州、地区和地方法律法规的约束，并可能受到与某些环境特征(如水道或具有保护意义的地点)有关的限制或条件的制约。 适用的法律规范油井的位置；钻井、建井、油井刺激、水力压裂和套管设计；为油井增产目的从指定含水层取水和采购；油井生产；防止漏油计划；水和其他流体和材料的使用、运输、储存和处置，包括天然气和石油作业附带的固体和危险废物；地面使用和已有油井或其他设施所在财产的开垦；油井的封堵和废弃；特许权使用费和税款的计算、报告和支付；以及在某些情况下的产量收集。

我们的生产业务取决于商业可开采石油的发现和部长授予生产许可证的自由裁量权。具体地说，只有在发现可商业开采的石油后，我们才有权申请生产许可证。此外，部长可根据部长认为适当的条件颁发生产许可证，部长可在任何时候指示生产许可证持有人维持、增加或降低该地区的石油采收率。在受土著所有权权利和利益限制或属于土著土地的地区向公司授予任何未来的生产许可证，将需要根据土著业权法和相关的ALRA与相关的土著所有权持有人和土地委员会进行接触。与相关原住民所有权持有人就生产许可证的新安排进行谈判方面的任何延误或 成本可能会对本公司在受影响地区内开展石油开采活动的能力造成不利影响。

我们的业务还受《石油法》的约束，该法允许将超出许可证区的石油储藏库统一起来，但这对于提高效率和避免浪费和有害的开发和做法是可取的。

环境和职业健康 以及安全法律法规管理向空气、地面和水中排放物质；管理和处置危险物质和废物；清理

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污染场地；地下水质量和可用性；植物和野生动物保护；可供钻探的地点；许可所需的环境影响研究和评估； 钻探活动完成后恢复钻探性质；以及与员工健康和安全相关的工作实践。

要按照这些法律法规开展业务，我们必须获得并维护来自各个联邦、州和地方政府当局的大量许可、批准和证书。遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响开发我们天然气资源的成本和时间。这些要求还可能使我们面临人身伤害、财产损失、罚款、费用和其他损害的索赔。此外，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。此类成本 可能对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。我们未能遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，即使是由于我们无法控制的因素，也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们面临行政、民事和刑事处罚和损害赔偿以及纠正行动费用。

我们在开发Beetaloo及相关业务方面面临来自某些方面的社区反对，这可能会导致重大成本和延误，并可能阻碍我们获得此类业务所需的政府批准的能力。

由于对环境问题或土著权利的担忧，我们一直是某些方面抗议和负面宣传的目标，目前或未来社区对我们的行动存在反对的风险。例如，两个牧民 他们的牧场租约部分受我们石油权益的约束，拒绝为我们签订准入协议，以进行某些需要准入协议的受监管活动，我们被要求向 相关法庭申请获得此类受监管活动的准入协议。此外，澳大利亚中部自由石油联盟已寻求对S部长批准我们的一项环境管理计划进行某些石油勘探活动的决定进行司法审查。这一事项尚待法院裁决，但法院的裁决可能导致重新确定主题环境管理计划。

当地社区或其他相关方的反对可能会导致直接行动，阻碍我们开展业务的能力，导致项目延误、声誉受损和成本增加，从而影响我们的财务业绩。这种社区反对可能包括进行法律程序(包括挑战所需的政府批准)、媒体活动和抗议，这可能会导致重大的法律费用和延误。如果这些社区成员在竞选活动中取得成功，我们可能无法获得开展我们的商业运营所需的许可和批准。

在Beetaloo勘探和开发天然气可能会带来当地所有权和遗产风险，可能会导致法律纠纷、运营中断和声誉损害。

我们被要求遵守1993年《土著产权法》(Cth)，我们在司法上已确定存在土著产权的地区开展业务。已经进行了协商和谈判，最终达成了勘探协议。任何生产阶段都需要 进一步的协议，但勘探协议预期产量，并为这些谈判和结果提供参数。我们还将被要求遵守1976年《土著土地权利(北部地区)法》(Cth)(ALRA)，以申请对土著土地(即根据ALRA由土著土地信托基金持有的永久保有土地，或受根据ALRA由土著土地委员会托管的授予契据限制的土地)的租赁申请。遵守任何一种立法制度及其各自的谈判和协议要求可能会大大推迟勘探和生产物业的授予，作为达成的任何协议的一部分，可能会支付大量补偿。 根据ALRA，原住民土地上的勘探物业的申请也可以一次暂停五年(除非澳大利亚总督宣布澳大利亚国家利益需要 授予许可证)。这些立法制度

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可能会影响我们现有或未来的活动、开发项目的能力以及运营和财务业绩。

此外，在圣地和某些土著文化遗产方面，我们还需要遵守1989年《北领地土著圣地法》、2011年《遗产法》、1984年《土著和托雷斯海峡岛民遗产保护法》以及ALRA。圣地和土著文化遗产已被确定在我们感兴趣的物业所覆盖的 区域内，而且可能存在其他此类地点。根据SSA第四部分，未经授权进入或停留、在圣地上进行工作或使用或亵渎圣地是违法的。所有神圣的 站点都受到SSA的保护，无论它们是否包括在SSA下维护的登记册上。破坏、干扰或损害受保护的遗址和文物可能会导致我们招致重大的民事和/或刑事处罚，这可能会对我们的活动产生不利影响或延误。此外，如果圣地和土著文化遗产遭到破坏，补救费用可能会很高。遵守这些法律需要大量支出，不遵守可能导致罚款和监管机构要求改进行动，所有这些都可能导致行动限制和项目延误或成本超支。

一旦开始商业生产，澳大利亚政府要求我们在Beetaloo生产天然气，范围为1净零 。我们还制定了生产天然气的内部目标，净零排放范围为1和2。满足这些要求和目标可能会增加我们的生产成本，而我们可能无法满足这些要求和目标。

澳大利亚法律要求，在开始商业化生产并达到10万吨二氧化碳的相关门槛时₂-e每个财政年度的排放量，我们在Beetaloo生产天然气的范围为1净零。我们还制定了生产天然气的内部目标，净零排放范围为1和2。为了实现这一目标，我们打算利用可再生能源来满足我们的上游运营电力需求，将碳捕获和封存与我们的上游生产活动相结合，并根据需要购买碳信用，但不能保证我们会实现这些计划。如果我们无法利用可再生能源来满足我们的上游运营电力需求，并将碳捕获和封存与我们的上游生产活动整合到我们目前预期的程度，如果碳信用额度的价格上升，或者如果我们低估了我们将需要抵消的范围1或范围2的排放量，那么我们的生产成本将进一步增加 ，这可能对我们的运营结果产生重大不利影响。

我们可能无法实现我们的增长战略和愿景，即成为我们在范围1和范围2排放中的权益份额的净零排放生产商，并且存在与之相关的潜在风险。我们成为净零排放天然气生产商的愿景目前还不确定，取决于我们能否经济地管理我们的碳排放，这可能受到未来可用于资助各种碳行动的收入、碳抵消的市场定价、影响运营的技术发展和实施可持续实践的成本的影响。未能或被认为未能实现有关我们产品的ESG特征的这些或其他目标或承诺，可能会使我们面临诉讼或 利益相关者激进主义(这可能代价高昂)，或以其他方式对我们的业务产生不利影响。有关更多信息，请参阅我们的风险因素我们面临与企业社会责任相关的风险，包括 我们对环境、社会和治理问题的期望或估计可能无法实现或可能不正确.”

增加对ESG问题和环境保护措施的关注可能会对我们的业务产生不利影响。

投资者和社会对气候变化和ESG的关注增加，对公司应对气候变化和制定自愿ESG计划的期望上升，以及消费者对替代能源形式的需求不断增长，可能会导致成本增加(包括但不限于与合规、利益相关者参与、合同和保险相关的成本增加)，对我们产品的需求减少，利润减少，调查和诉讼增加，以及对我们进入资本市场的负面影响 。对气候的日益关注

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例如，变化、环境正义和环境保护可能会导致对天然气产品的需求转变，以及额外的政府调查和针对我们的私人诉讼 。如果涉及社会、政治或其他因素，包括与地缘政治考虑相关的因素，我们可能会受到不断变化的市场状况、负债或某些资产损失的影响，而不考虑我们在所述事件或损害的起因或贡献中所扮演的最终角色，或其他减轻因素。

在全球范围内，反对天然气钻探和开发活动的声音一直在增长。天然气行业的公司往往是个人和非政府组织在安全、环境合规和商业实践方面积极努力的目标。反开发活动人士正在努力采取其他措施，包括减少联邦和州政府土地的使用，并推迟或取消某些项目，如天然气页岩的开发。

虽然我们过去一直并预计未来将继续参与自愿计划(如自愿披露、认证或目标等)，以改善我们公司和/或产品的ESG形象或响应利益相关者的期望，但此类计划可能代价高昂，且可能达不到预期的效果。例如，由于技术或法律成本或其他可能在我们控制之内或之外的限制，我们最终可能无法 在最初宣布的时间表上或根本无法完成某些计划或目标。在某些情况下，我们的陈述或行动是基于可能代表或不代表当前或实际风险或事件的假设预期和假设，或预期风险或事件的预测，包括与之相关的成本。此类预期和假设必然是不确定的，并且可能容易出错或受到误解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。此类披露还可能 至少部分依赖于我们未独立验证或无法独立验证的第三方信息。

我们基于预期、假设或第三方信息的行为或声明随后可能被确定为错误、不合理或不适当。如果我们未能或被视为未能遵守或推进某些ESG 计划(包括我们完成此类计划的时间表和方式)，我们可能会受到各种不利影响，包括声誉损害和潜在的利益相关者参与和/或诉讼，即使此类计划目前是自愿的。例如，由于各种可察觉到的业绩缺陷，包括利益相关者对可持续发展的看法继续演变，针对提出重大ESG声明的公司的洗白指控一直在增加。

此外，我们预计在ESG事项方面，可能会有越来越多的监管、与披露相关的监管和其他方面的监管。例如，美国证券交易委员会和澳大利亚财政部等多个政策制定者已经或正在考虑采用规则，要求公司在定期报告中大幅增加与气候相关的披露，这可能要求我们产生大量额外成本来遵守，包括实施针对过去未受此类控制的事项的重大额外内部控制、流程和程序，并要求我们的管理层和董事会承担更多监督义务。与此同时，一些利益攸关方正在努力减少公司在某些与ESG相关的事项上的努力。某些ESG问题的支持者和反对者都越来越多地诉诸于一系列激进主义形式，包括媒体活动和诉讼，以推动他们的观点。在我们受制于此类激进主义的范围内，它可能会要求我们产生成本或以其他方式对我们的业务造成不利影响。此外，我们注意到，有关碳会计以及测量和计算温室气体排放量和温室气体减排的流程的标准和预期正在演变，目前或未来，我们测量排放量的方法和我们的减排方法可能被认为与衡量和核算此类事项、减少总排放量和/或实现净零的共同或最佳做法不一致。？如果我们对此类事项的方法与常见或最佳做法不一致，我们可能会受到额外的 审查、批评、监管和投资者参与或诉讼，其中任何一项都可能对我们的业务、财务

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操作的条件或结果。这一点和其他利益相关者的期望可能会导致合规成本增加以及审查，这可能会加剧 此风险因素中确定的所有风险。

向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的组织制定了评级流程，以评估公司处理ESG事项的方法。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有化石燃料相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，基于气候变化和自然资本相关的担忧，机构贷款机构可能决定不为化石燃料能源公司提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。此外，如果ESG对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法在招聘或留住员工、客户或业务合作伙伴方面进行有效竞争。此类ESG问题也可能影响我们的供应商或服务提供商，这可能会 对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

与水力压裂相关的联邦和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的操作限制或天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。

关于非常规钻探的潜在地下和地表影响存在公开辩论，包括对非常规钻探水的影响的担忧。此外，我们还需要遵守许多法规要求，包括但不限于石油法, 《石油规例》(新界)、2016年石油(环境)规例 (新界)、《水法》(新界)、《2019年环境保护法》(新界)、1999年环境保护和生物多样性保护法(Cth)和《工作健康与安全(国家统一立法)法》(NT) 和《工作健康及安全(国家统一立法)规例》(新界)。非常规钻井需要大量的水(水的可用性和监管可能会随着时间的推移而改变)，如果我们在油井中生产水，可能需要与水处理相关的成本 。随着人们充分了解非常规钻探的更多影响，它可能会受到地方、州或联邦政府当局的额外法规或限制， 导致合规成本增加。对当前要求的任何修改都可能对我们的资产价值和未来的财务业绩产生不利影响。

例如，2018年4月17日，北领地政府宣布接受《北领地水力压裂科学调查报告》(水力压裂调查报告)中提出的全部135项建议。这些建议的实施导致了更严格的监管制度，对石油和天然气公司施加了额外的义务，包括引入更严格的陆上页岩气井退役业务守则，要求物业持有人在批准任何进一步的生产批准之前提供不可退还的征款，并引入禁区，在那里人们无法勘探或钻探石油资源。

多项建议可能会影响本公司的S物业。具体而言，一些主要建议包括但不限于：(A)实施更严格的业务守则，规定陆上页岩天然气井在水泥完整性测试、废弃前修复缺陷和放置水泥塞以隔离关键地层方面的最低要求；(B)反对允许任何人反对拟议的环境保护；(C)补偿土地所有者，土地使用权协议必须由牧区承租人和天然气公司谈判并签署；(D)负责任的行业做法，允许台湾政府在批准任何进一步的生产批准之前，为陆上页岩天然气行业制定和实施财务保证框架；(E)不退还适当监测和补救活动的征费；(F)是非曲直审查，以使一系列第三方在批准生产批准之前，有资格就根据石油法规和条例作出的决定寻求是非曲直的审查；和

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(G)保留区块或禁区，其中某些区域必须被宣布为保留区块(不能勘探或钻探石油资源的区域)，每个区域都有适当的 缓冲区。

我们的运营受到与气候变化相关的风险的影响，这些风险可能会增加合规或运营成本，限制天然气勘探和生产区域，并减少对我们生产的天然气的需求。

气候变化继续吸引着相当大的公众和科学关注。因此，国际、国家、地区和州各级政府已经采纳并考虑采纳许多建议，以监测和限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放。这些努力包括考虑总量管制和交易计划、碳税、温室气体报告以及跟踪直接限制某些来源温室气体排放的计划和法规。作为一家天然气开发公司，我们既面临转型风险，也面临与气候变化相关的实物风险。过渡到低碳经济可能会带来广泛的政策、法律、技术和市场变化，如果天然气需求下降，我们将发现很难将我们发现的任何资源商业化。

与气候变化相关的过渡和实物风险(还包括对此类问题的监管回应和相关成本)可能会 显著影响我们的运营和财务业绩。例如，澳大利亚政府宣布了到2050年在整个经济领域实现净零碳排放的政策。关于这一声明，澳大利亚政府 指定Beetaloo的页岩天然气设施超过10万总吨CO的相关门槛₂E每个财政年度的排放量将被设定为零温室气体排放基准。因此，一旦天然气生产商超过100,000总t-CO2e范围1的阈值，该公司必须证明其已通过 运营措施(如碳捕获和封存)或通过购买碳补偿实现了范围1净零排放。许多政策制定者也已经或正在考虑采用规则，要求公司大幅扩大与气候有关的披露。 有关更多信息，请参阅我们的风险因素，标题为？加强对ESG问题的关注和环境保护措施可能会对我们的业务产生不利影响此外，气候变化引起的自然灾害 和天气事件的频率或严重性增加可能会推迟或阻碍我们开展活动的能力，这可能会对我们的财务业绩产生负面影响。

对全球气候变化的日益关注导致了公共和私人诉讼的风险增加，这可能会增加我们的成本 或以其他方式对我们的业务产生不利影响。许多缔约方试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产、处理或销售化石燃料导致气候影响，或通过促成气候变化侵犯公民权利，或者指控公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能充分披露这些影响。在一些法域，还提起诉讼，为特定实体采取某些与气候有关的行动确立法律授权，例如为其范围3减排争取积极减排，而不管这些实体是否已经确立了任何此类目标。任何此类诉讼的最终结果和对我们的影响都无法肯定地预测，我们可能会在未来为这些诉讼和 类似诉讼辩护而产生大量法律费用。与气候变化相关的股东行动最近在我们的行业中也在增加，股东可能会试图通过股东提案、公开活动、委托书征集或其他方式对我们的业务或治理做出改变。这些风险中的任何一项都可能导致意想不到的成本、对我们的负面情绪、我们的运营中断、我们的运营费用增加和对我们产品的需求减少，这反过来可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

化石燃料生产商的财务风险也在增加 因为各种资本提供者未来可能会选择将部分或全部投资转移到非化石燃料能源相关行业。许多资本提供者还在其供资考虑中纳入了对气候相关事项的更多实质性评估，包括此类资金可能如何影响这些资本提供者自己的范围3排放，并可能选择不向化石燃料能源公司提供或继续不向化石燃料能源公司提供资金。例如，在

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COP26，格拉斯哥净零金融联盟(GFANZ)宣布，来自50多个国家和地区的650多家公司的承诺资本承诺实现净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便到2050年将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。 金融机构还可能被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。

气候变化的重大物理影响有可能损坏我们的设施，扰乱我们的生产活动，并导致我们在准备或应对这些影响时产生重大成本。气候变化可能会对天气事件(包括飓风、野火、干旱和洪水)的频率或严重程度、海平面、农田的可耕地、温度和其他气象模式的变化以及水的可获得性和质量产生影响。如果发生这种影响， 我们的开发和生产运营可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括低洼地区的强风或水位上升对我们的设施造成的损害、我们生产活动的中断 与气候有关的对我们设施的损害或此类气候影响可能产生的我们的运营成本、因气候影响而导致的效率较低或非常规的运营做法或此类影响发生后保险成本的增加(或可获得性减少)。此外，为了应对不断变化的气候条件，某些政策制定者提议增加对用于化石燃料生产或其他工业用途的水的提取和使用的限制，这可能会推迟或禁止我们获得某些水体；如果我们没有足够的当地水资源可用，我们可能会被要求 产生大量成本或限制作业，这在干旱或其他缺水时期可能变得更加严重。气候变化的重大有形影响也可能对我们的融资和运营产生间接影响，因为 中断了与我们有业务关系的中游公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务。我们可能无法通过保险赔偿气候变化潜在物理影响可能导致的部分或任何损失、损失或成本。虽然我们可能会采取各种行动来降低与气候变化相关的业务风险，但这可能需要我们招致巨额成本，而且可能不会成功， 原因之一是与管理气候风险相关的长期预测相关的不确定性。

如果我们因未能遵守环境、健康和安全法律或法规或排放到环境中而产生成本和责任，则我们执行业务战略的能力可能会受到不利影响。

尽管努力以对环境负责的方式并根据适用法律开展活动，但天然气活动仍有可能对环境造成损害，从而可能影响生产或推迟未来的开发时间表。

我们遵守法律和法规，以最大限度地减少运营对环境的影响，并对受运营影响的任何地区进行修复。环境法的变化可能会导致我们的活动停止或减少，大幅增加开发或生产成本，或以其他方式对我们的运营、财务业绩或前景产生不利影响。对不遵守要求的惩罚，以及在发生环境破坏的情况下，补救费用可能很高，而且可能无法全部投保。遵守这些法律需要大量支出，不遵守可能会导致监管机构罚款或要求采取改进行动。

此外，如果我们要对环境破坏负责，除了补救费用外，我们还可能遭受声誉损害、可能暂停或停止运营、许可证被吊销或经济处罚。

由于适用于我们油井、收集系统和其他设施运营的环境、健康和安全法律法规，我们可能会招致巨大的成本和责任，例如，

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下列法律，经不时修订。这些立法文书的更多细节将在题为企业与环境事项和监管”:

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“1984年石油法令”(Petroleum Act 1984)；

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《2020年石油法规》(NT)；

•

“2016年石油(环境)规例”(新界)；

•

1992年《水法》(新界)；

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《2019年环境保护法》(NT)；

•

1999年《环境保护和生物多样性保护法》(Cth)；

•

《北领地土著圣地法令》(新界)；

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“2011年遗产法”(新界)；

•

1984年《土著和托雷斯海峡岛民遗产保护法》(Cth)；

•

1993年《土地产权法》(Cth)；

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《1976年土著土地权(北领地)法》(新界)；

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《2007年国家温室气体和能源报告法》(Cth)；以及

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《2011年工作健康和安全(国家统一立法)法》(NT)。

这些法律及其实施条例以及国家对应法规一般限制向周围空气排放污染物、向地表水排放和处置或向地表水、土壤和地下水排放或威胁排放的污染物水平。不遵守这些法律和法规可能会导致评估制裁，包括行政、民事和刑事处罚，施加调查、补救和纠正措施义务，产生资本支出，出现项目许可、开发或扩建方面的延误，以及发布命令 要求我们未来在特定领域的部分或全部业务。某些环境法规定了严格的连带责任，而不考虑行为的过错或合法性，对清理和恢复已处置或以其他方式排放的危险物质或其他废物的场地所需的费用承担责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、废物或其他材料而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，这些法律法规可能会限制天然气生产或地下注入、处置和封存二氧化碳的速度。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的运营结果没有实质性的不利影响；但是，不能保证此类成本在未来不会产生重大影响，也不能保证此类未来的合规成本不会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响 。

此外，由于这些环境、健康和安全法律和法规，以及它们对我们运营的影响，我们依赖专门的合同公司来提供石油和天然气行业固有的大部分专业服务。因此，我们依赖这些承包商为其服务提供训练有素的劳动力以及经过适当设计和维护的设备的能力。由于石油和天然气业务的周期性，这些专业承包商执行这些服务所使用的人员在经验水平上可能会有很大差异。这些专业承包商可能会不时使用仍在接受培训的新人员，或进一步将这些服务分包给其他公司或人员。 这些分包商可能不合格或培训不足，或其设备设计或维护不当，从而可能导致工作不充分或不安全。

此外，近年来，公众对环境保护的兴趣急剧增加。适用于石油和天然气行业的更大规模和严格的环境立法和法规的趋势可能会继续下去，导致经营成本增加，从而影响盈利能力。如果制定了法律或采取了其他政府行动限制钻探或

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如果生产或实施更严格且成本更高的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务、前景、财务状况或运营结果可能会受到重大不利影响 。

我们未来的收集系统以及加工、处理和分级设施将受到北领地的监管，这可能会对我们的运营和现金流产生重大不利影响。

NT政府对收集系统和加工、处理和分馏设施的监管包括安全和环境要求。此外，我们未来的几个天然气收集系统将在我们的费率和服务条款和条件方面受到 非歧视性要求和基于投诉的监管。北领地法规可能会导致我们产生额外成本或限制我们的运营 任何或所有这些都可能对我们的运营和收入产生实质性的不利影响。

由于与水相关的法规增加，我们可能面临意想不到的水和其他 废物处理成本。

我们可能会受到法规的限制，限制我们排放天然气生产作业中产生的水的能力。生产区经常含有天然气生产所必须去除的水，我们从不同生产区去除和处理足够数量的水的能力将决定我们能否生产出商业数量的天然气。产出的水必须从租赁地运输和/或注入处理井。是否有足够能力接收我们油井产生的所有水的处置井的可用性可能会影响我们生产油井的能力。此外，运输和处理水的成本，包括遵守有关水处理的法规的成本， 可能会降低我们的盈利能力。如果我们项目产生的水不符合适用监管机构的质量要求、我们的水井产生的水量超过适用的容量许可限制、处置井未能满足适用监管机构的要求，或者我们无法确保进入有足够能力接收所有产出水的处置井，我们可能不得不关闭水井、减少钻井活动或升级水处理或处理设施。如果发生下列情况之一，处理这些产出水的成本可能会增加：

•

我们无法从适用的监管机构获得未来的许可；生产的水质量较差或需要 额外处理；

•

我们的水井产生过多的水；

•

新的法律法规要求以不同的方式处理水；或

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将产出的水输送到处理井的成本增加。

对旨在保护某些野生动物物种的钻探、完井、生产或相关活动的限制可能会对我们在某些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们作业区的天然气作业可能受到旨在保护各种野生动物的钻探活动的季节性或永久性限制的不利影响，例如根据《2019年环境保护法》(新界)或环境保护和《1999年生物多样性保护法》(Cth)(EPBC法案)。季节性限制可能会限制我们在某些保护区内作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致允许钻探时出现周期性短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。为保护濒危物种而实施的永久性限制可能会禁止在某些地区进行钻探，或者需要实施代价高昂的缓解措施。在我们作为受威胁或 濒危物种运营的地区指定以前未受保护的物种可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探、开发和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产我们储量的能力产生不利影响。在以下范围内列出或重新指定物种

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EPBC法案或以前未受保护的物种在我们的财产所在地区被指定为受威胁或濒危物种，在这些财产上的运营可能会因物种保护措施而增加成本 并面临生产活动的延误或限制。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生实质性影响的措施。

我们的业务受有关隐私和数据保护的复杂且不断变化的法律法规的约束。

围绕数据隐私和保护的监管环境在不断发展，可能会发生重大变化。监管数据隐私和未经授权披露个人或机密信息的新法律法规带来了越来越复杂的合规挑战 并可能增加我们的成本。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。我们继续监控和评估这些法律的影响，除了惩罚和法律责任外，这些法律还可能带来巨额调查和合规成本，要求我们改变我们的业务做法，并在我们未能遵守任何此类适用法律的情况下为我们的业务承担重大潜在责任。

与我们的公司结构相关的风险

我们是一家控股公司。我们唯一的物质资产是我们在tr有限公司的股权，因此我们将依赖tr有限公司的分配来缴纳税款，并支付我们的公司和其他管理费用。

我们是一家控股公司，除了我们在tr Ltd.的股权外，没有其他实质性资产。请参阅？企业重组？我们没有独立的创收手段。在tr有限公司有可用现金的范围内，我们打算促使tr有限公司向我们发放至少 足以让我们支付税款并报销我们公司和其他管理费用的金额。然而，由于某些限制，包括tr有限公司的现金需求和财务状况，以及tr有限公司或其子公司和/或其直接或间接持有股权的其他实体签订的任何相关债务工具的限制，我们促使tr有限公司及其子公司向我们进行这些和其他分配或付款的能力可能受到限制 。若本公司需要资金，而根据适用的法律或法规或任何未来融资安排的条款，本公司或其附属公司不能作出该等分配或付款，或因其他原因无法提供该等资金，本公司的流动资金及财务状况可能受到重大不利影响。

本招股说明书中包含的未经审计的财务信息为初步信息，实际财务状况和经营结果可能存在重大差异。

本招股说明书中包含的未经审计的财务信息仅供说明之用，并不一定代表本公司的实际财务状况或经营结果。财务信息的编制是基于现有信息以及我们认为合理的某些假设和估计。未经审计的简明财务信息未考虑整合成本、潜在的收入增加、预期的成本节约和支出效率、或可能或可能不会因公司重组或管理层为继续有效管理我们的运营而考虑的任何 战略而产生的其他协同效应的任何影响。请参见？选定的合并财务数据？了解更多信息。

我们可能无法实现我们预期从公司重组中获得的部分或全部好处，这可能会对我们的业务、财务状况和运营业绩产生重大不利影响。

我们可能无法实现公司重组预期产生的全部战略和财务 好处，或者这些好处可能会被推迟或根本不会发生。我们可能不会实现这些和其他

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预期收益的原因有很多，其中包括我们可能会遇到意想不到的竞争发展，包括行业条件和我们经营的市场的变化，包括天然气价格的波动，这可能会抵消公司重组带来的部分或全部预期收益。

如果我们没有意识到公司重组将带来的部分或全部好处，或者如果这些好处被推迟，我们的业务、预期的未来财务和运营业绩以及我们的前景可能会受到不利影响。

与发行、我们的普通股和我们的CDI相关的风险

作为一家上市公司的要求，包括遵守澳大利亚证券交易所上市规则和交易所法案的报告要求，以及SOX的要求，可能会给我们的资源带来压力，增加我们的成本，分散管理层的注意力，我们可能无法及时或具有成本效益地遵守这些要求。

由于我们的CDI在澳大利亚公开交易，我们的普通股将在美国公开交易，我们将需要遵守新的 法律、法规和要求、SOX的某些公司治理条款、美国证券交易委员会的相关规定以及澳大利亚证券交易所和纽约证券交易所的要求，作为一家非上市公司或私人公司，我们不需要遵守这些要求。遵守这些法规、法规和要求将占用我们大量的时间，并将显著增加我们的成本和支出。我们将需要：

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建立更全面的合规职能，以测试和总结我们围绕财务报告的内部控制的充分性；

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遵守澳大利亚证券交易所和纽约证券交易所颁布的规则；

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编写和分发定期公开报告；

•

制定新的内部政策，例如与内幕交易有关的政策；以及

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在更大程度上吸收和留住外部专业人员参与上述活动。

此外，虽然我们通常必须遵守SOX第404条，但在我们不再是一家新兴成长型公司后的第一份年度报告之前，我们不需要让我们的独立注册公共会计师事务所 证明我们内部控制的有效性。我们可能直到我们截至2029年6月30日的财年的年度报告才被要求我们的独立注册公共会计师事务所证明我们内部控制的有效性。在任何时候，我们都可能得出结论，我们的内部控制一旦经过测试，就不能按设计运行，或者内部控制系统不能解决所有相关的财务报表风险。一旦被要求证明控制有效性，我们的独立注册会计师事务所可能会出具一份报告，得出结论认为我们对财务报告的内部控制是无效的。遵守SOX要求可能会给我们的资源带来压力，增加我们的成本并分散管理层的注意力；我们可能无法以及时或经济高效的方式遵守这些要求 。

但是，如果我们不遵循这些程序和政策，或者它们不足以防止 违规行为，我们可能会面临责任、罚款和诉讼。这些法律、条例和标准有不同的解释，因此，随着监管机构和理事机构提供新的指导意见，它们在实践中的适用可能会随着时间的推移而演变。我们打算投入资源来遵守不断变化的法律、法规和标准，这一投资可能会导致一般和行政费用的增加，并将管理层的时间和注意力从创收活动转移到合规活动上。尽管我们努力遵守新的法律、法规和标准，但如果我们不遵守，监管机构可能会对我们提起法律诉讼，我们的业务可能会受到损害。

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我们普通股在美国的首次公开募股价格可能不能反映我们普通股在纽约证券交易所上市后的市场价格。此外，我们在澳大利亚证券交易所的CDI和纽约证券交易所的普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能无法发展或维持，我们的股票价格可能会波动。

在此次发行之前，我们的普通股没有在纽约证券交易所或任何其他美国市场交易(自2023年12月13日以来只有CDI，而在此之前，TRLtd.的普通股在澳大利亚证券交易所交易)。在本次发行后，我们普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能不会发展或维持。活跃、流动和有序的市场交易通常会减少价格波动，提高投资者买入和卖出订单的效率。由于许多因素，我们的CDI和普通股的市场价格可能会有很大差异，其中一些因素是我们无法控制的。如果我们CDI和普通股的市场价格下跌，您在我们CDI或普通股上的投资可能会损失相当大的一部分或全部。首次公开募股的价格将在我们与承销商代表之间进行协商，这是基于我们在《华尔街日报》中讨论的众多因素。承销，可能不代表本次发行后我们CDI或普通股的市场价格。因此，您可能无法 以等于或高于您在此次发行中支付的价格出售我们普通股的股票。

以下因素可能会影响我们的股价：

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我们的运营和财务业绩以及钻探地点，包括储量估计；

•

财务指标增长率的季度变化，如每股净收益、净收益和收入；

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公众对我们的新闻稿、我们的其他公开公告以及我们向澳大利亚证券交易所和美国证券交易委员会提交的文件的反应；

•

我们的竞争对手的战略行动；

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股票研究分析师更改收入或收益预期，或更改建议或撤回研究范围；

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新闻界或投资界的投机行为；

•

研究分析师未能涵盖我们的CDI或普通股；

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我们或我们的股东出售我们的CDI或普通股，或认为可能发生此类出售；

•

会计原则、政策、指引、解释或准则的变更；

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关键管理人员的增减；

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我们股东的行动；

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影响我们的资产、竞争对手或市场的公告或事件；

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一般市场状况，包括商品价格的波动；

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与我们的业绩无关的国内和国际经济、法律和监管因素；以及

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实现本条款下所述的任何风险风险因素？部分。

股票市场总体上经历了极端的波动，这种波动往往与特定公司的经营业绩无关。这些广泛的市场波动可能会对我们的CDI和普通股的交易价格产生不利影响。证券集体诉讼经常是在整体市场波动和公司市价出现波动后对公司提起的。S证券。如果对我们提起此类诉讼，可能会导致非常巨大的成本，分散我们管理层对S的注意力和资源，并损害我们的业务、经营业绩和财务状况 。

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外币汇率的变化可能会对我们的业务、经营业绩或财务状况产生实质性的不利影响。

在我们的业务中，有以美元以外的货币计价的交易和余额(美元是用于在我们的财务报表中报告我们的业务结果和财务状况的货币)，主要由澳元组成。如果我们截至2024年3月31日以澳元计价的资产和负债没有进行对冲，我们估计汇率对美元汇率变化5%将使我们面临1070万美元的外币收益或损失。

此外，我们的所有设施都位于澳大利亚，我们的大多数管理人员和员工都是澳大利亚居民，而且我们几乎所有的费用都是以澳元支付的。如果美元兑澳元走弱，我们的经营业绩或财务状况可能会受到不利影响，可能会受到很大影响。

我们已经与我们的附属公司进行了交易，并预计未来将这样做。此类交易的条款和可能出现的任何冲突的解决方案可能并不总是符合我们或我们的股东的最佳利益。

我们已经进行了交易， 预计将继续与关联公司进行交易。关联方交易可能会对我们的管理层造成利益冲突。这样的冲突可能会导致我们管理层中的某个人寻求将他或她的经济利益置于我们之上。此外，关联方交易产生的利益冲突可能会损害我们投资者的信心。一旦成立，我们的审计和风险管理委员会将根据我们的关联方交易政策审查关联方交易；然而，我们的审计和风险管理委员会审查关联方交易并不意味着此类交易将具有预期的 好处，因此可能对我们的财务状况或运营结果产生不利影响。

我们的某些附属公司是合资企业的 参与者，或可能对我们拥有权益的物业拥有其他权利。例如，由布莱恩·谢菲尔德控制的Daly Waters是TB1的平等所有者，拥有我们在EP76、98和117的权益。 某些行为，如出售财产或产生债务，将需要得到Daly Waters或其在TB1董事会的代表的批准。此外，我们已向Bryan Shefffield控制的Daly Waters Royalty和我们的某些董事Orris授予了我们拥有权益的某些许可。请参见？某些关系和关联方交易？和？我们在Beetaloo的资产有业务价值.”

我们的公司注册证书和章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购报价或合并提议的条款， 这可能会对我们CDI和普通股的市场价格产生不利影响。

我们的公司证书授权我们的董事会在没有股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方可能更难收购我们。此外，我们的公司注册证书和章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：

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对董事免职的限制;

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我们的分类董事会，董事交错任职三年；

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股东召开特别会议的能力受到限制；

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制定股东提议和董事会选举提名的预先通知规定，由股东会议采取行动；

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要求持有至少66票的持有者投赞成票2⁄3取得本公司所有当时已发行股份的投票权%，以修订及重述本公司现有的章程或罢免董事；

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要求持有至少66票的持有者投赞成票2⁄3取得本公司所有当时已发行股票的表决权%，以修改本公司的公司注册证书；

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但董事会须获明确授权采纳或更改或废除本公司的附例；以及

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为提名我们的董事会成员或提出股东可以在股东大会上采取行动的事项规定事先通知和某些信息要求。

我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们股东可能提起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东在与我们或我们的董事、高管、员工或代理人发生纠纷时 获得有利的司法论坛的能力。

我们的公司注册证书规定，在法律允许的最大范围内，除非我们书面同意选择替代法院，否则特拉华州衡平法院(或，如果衡平法院没有管辖权，对于下列索赔，特拉华州高等法院(复杂商业诉讼庭)或特拉华州联邦地区法院(特拉华州最高法院)将是唯一和独家审理下列索赔的机构：(I)基于董事现任或前任高管或股东违反义务，或(Ii)关于《特拉华州法典》第8章中哪一条赋予衡平法院管辖权，在每一种情况下，均受衡平法院管辖，该法院对其中被点名为被告的不可或缺的当事人具有个人 管辖权。证券法第22条规定，联邦法院和州法院对为执行证券法或其下的规则和条例所产生的任何义务或责任而提起的所有诉讼具有同时管辖权。然而，我们的公司注册证书规定，美利坚合众国的联邦地区法院将是根据证券法提出索赔的唯一和独家论坛。《交易法》第27条规定，联邦政府对为执行《交易法》或其下的规则和条例所产生的任何义务或责任而提起的所有诉讼享有专属联邦管辖权。因此，我们公司注册证书中的法院条款 将不适用于为执行《交易法》规定的任何义务或责任而提起的诉讼，也不适用于联邦法院拥有专属管辖权的任何其他索赔。我们将在根据《交易所法案》提交的每份报告中告知我们的投资者，我们在报告中描述了我们普通股的条款，即我们公司注册证书中的法院条款将不适用于为执行《交易所法案》规定的任何义务或责任而提起的诉讼，也不适用于联邦法院拥有专属管辖权的任何其他索赔。

这些条款可能会阻止针对我们或我们的董事、高级管理人员、员工或代理人提起诉讼。任何购买或以其他方式获得本公司股本股份权益的个人或实体将被视为已知悉并同意本公司注册证书中的论坛条款。然而，在其他公司的公司注册证书中，类似的法院条款的可执行性在法律程序中受到了质疑，法院可能会发现这些类型的条款无法执行。在这方面，股东可能不会被视为放弃遵守联邦证券法及其下的规则和法规，包括证券法第22条。如果法院发现我们公司注册证书的这些 条款不适用于一种或多种指定类型的诉讼或诉讼程序，我们可能会产生与在其他 司法管辖区解决此类问题相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

如果证券或行业分析师不发布研究报告或发表对我们业务不利的研究报告，我们的CDI和普通股的价格和交易量可能会下降。

我们CDI和普通股的交易市场在一定程度上取决于证券或行业分析师发布的关于我们或我们业务的研究报告。我们目前没有，也可能永远不会获得研究

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证券和行业分析师的报道。如果没有证券或行业分析师开始对我们进行报道，我们的CDI以及普通股和其他证券的交易价格将受到负面影响。在我们获得证券或行业分析师覆盖的情况下，如果跟踪我们的一名或多名分析师下调了我们的证券评级，我们证券的价格可能会下降。我们无法控制这些 分析师。如果这些分析师中的一位或多位不再跟踪我们，或未能发布有关我们的定期报告，购买我们证券的兴趣可能会下降，这可能会导致我们的CDI、普通股和其他证券的价格及其 交易量下降。

此次发行的投资者将经历即时和实质性的稀释。

在本次发行、转换可转换票据和发行Daly Waters Placement后，本次发行中我们普通股的购买者将立即经历每股2.68美元的调整后普通股有形账面净值与首次公开募股价格相比的大幅稀释(如果承销商 购买额外股票的选择权已全部行使，则为2.65美元)，以及我们截至3月31日的调整有形账面净值。2024于本次发售生效及转换可换股票据及发行Daly Waters后，Daly Waters配售将为每股21.32美元(或如全面行使承销商购买额外股份的选择权，则为21.35美元)。请参见？稀释.”

我们可能会以您可能不同意的方式或以不会产生回报的方式投资或使用此次发行的收益。

此次发行的净收益预计将用于营运资金和其他一般公司用途，并为我们在招股说明书中讨论的增长战略提供资金。我们的管理层将在净收益的应用上拥有相当大的自由裁量权，作为您投资决策的一部分，您将没有机会评估收益是否得到了适当的使用。净收益可能用于不增加我们的经营业绩或市场价值的公司目的。在使用净收益之前，它们可能会被投资于不会产生显著收益或可能会贬值的投资。

我们预计至少要到2026年才能产生正现金流。因此，我们预计在可预见的未来，我们的CDI或普通股不会分红。因此，CDI持有者和普通股股东实现投资回报的能力将取决于我们CDI和普通股的交易价格的升值。

我们预计最早要到2026年才能从运营中产生正现金。此外，在这样的时候，我们确实产生了正的现金流，我们预计我们将保留我们未来的所有收益，用于我们的业务运营和一般公司用途。因此，我们预计在可预见的未来，我们的CDI或普通股不会分红。未来是否派发股息，将由我们的董事会自行决定。因此，投资者必须依赖于在价格上涨后出售他们的CDI或普通股，因为这可能永远不会发生，作为实现投资未来收益的唯一途径。

未来在公开市场上出售我们的CDI和普通股，或认为可能会发生此类销售，可能会降低我们的股价，我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您对我们的所有权。

我们可能会在后续的公开发行中发行额外的CDI或普通股或可转换为CDI或普通股的证券。 本次发行完成后，我们将拥有14,696,774股普通股流通股。这一数字包括我们在此次发行中出售的3,125,000股普通股，以及如果承销商购买额外股份的选择权得到充分行使，我们可能在此次发行中出售的468,750股普通股(可能立即在公开市场上转售)，以及在转换可转换票据和与Daly Waters Placement相关的发行 时可发行的股份。在本次发售完成后，可转换票据的转换和

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戴利沃特斯配售、管理层、我们的董事惠普和谢菲尔德先生及其控制的基金将拥有相当于S公司已发行普通股26.7%的经济权益 ，假设该等股东均无参与本次发售。根据联邦证券法，此类股票的一部分不得立即转售，并受此类当事人与承销商之间的锁定协议 限制。承销，但未来可能会卖到市场上。吾等预期谢菲尔德将与吾等订立登记权协议，该协议将规定吾等在某些情况下须于与本次发售相关而订立的承销协议所载禁售期届满前， 对谢菲尔德-S股份进行登记。此外，惠普将根据可转换票据获得 某些注册权。请参见？有资格未来出售的股票”, “惠普可转换票据中的某些关系和关联方交易”, ？与开发我们的资产有关的协议？合资企业协议？和--注册权协议中的某些关系和关联方交易高级管理人员和董事在本招股说明书发布之日起180天内，其股票的出售将受到某些限制；但是，在此之后，在遵守《证券法》或获得豁免的情况下，这些 个人可以在公开市场上出售这些股票。请参见？有资格未来出售的股票.”

关于此次发行，我们打算以S-8表格的形式向美国证券交易委员会提交一份登记声明，规定登记根据2024年激励奖励计划(2024年计划)已发行或预留发行的1,600,000股我们的普通股，以及根据2021年股权激励计划授予的272,506股我们的普通股。请参见？高管薪酬和董事股权激励计划 在归属条件得到满足和锁定协议到期后，根据S-8表格的登记声明登记的股票将立即在公开市场上转售，不受限制。

基石投资者已分别表示有兴趣按首次公开发行价格购买本次发行中总计2250万美元的普通股 。由于这一意向指示不是具有约束力的协议或购买承诺，因此基石投资者可以决定在此次发行中增购、减持或不购买股份，或者承销商可以决定向基石投资者出售更多、更少或不出售股份。承销商将从基石投资者购买的任何普通股获得与他们在此次发行中向公众出售的任何其他股票的折扣相同的折扣。

我们无法预测我们的CDI、普通股或可转换为普通股的证券未来的发行规模，也无法预测未来CDI或普通股的未来发行和销售将对我们的CDI或普通股的市场价格产生的影响(如果有)。大量出售我们的CDI或普通股 (包括与收购相关的股票)，或认为可能发生此类出售，可能会对我们CDI或普通股的现行市场价格产生不利影响。

本次发行的承销商代表可能放弃或解除与此次发行相关的锁定协议 的各方，这可能对我们普通股的价格产生不利影响。

我们的董事、高管和我们的某些股东已就其普通股订立了锁定协议，根据该协议，他们在本招股说明书生效之日起计180天内须受若干转售限制。承销商代表可随时解除全部或部分普通股，而无须另行通知，但须遵守上述锁定协议。如果放弃锁定协议下的限制，那么普通股将可以在公开市场上出售，这可能会导致我们普通股的市场价格下跌，并削弱我们筹集资金的能力。

我们可能会发行优先股 其条款可能会对我们的CDI和普通股的投票权或价值产生不利影响。

我们的公司注册证书授权我们在未经股东批准的情况下发行一种或多种类别或系列的优先股，这些优先股具有这样的指定、优先、限制和相对权利，包括

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根据我们董事会的决定，在股息和分配方面优先于我们的普通股。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利，或否决指定的 交易的权利。同样，我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权利或清算优先权可能会影响我们普通股的剩余价值。

作为一家在美国上市的公司，我们的成本将会增加。

我们没有在美国作为上市公司运营的历史(只在澳大利亚的澳大利亚证券交易所)。作为一家在美国上市的公司 ，我们将产生重大的法律、会计和其他费用，这是我们在此次发行之前没有发生的。此外，萨班斯-奥克斯利法案以及澳交所、美国证券交易委员会和纽约证交所实施的规则要求上市实体采用各种公司治理做法，这将进一步增加我们的成本。

在此次发行之前，我们还没有向美国证券交易委员会提交报告。本次发行后，我们将遵守《交易法》的公开报告要求。我们预计这些规则和条例将增加我们的某些法律和财务合规成本，并使活动更加耗时和昂贵。例如，作为上市公司的一个结果，我们被要求采取关于内部控制和披露控制程序的政策，包括编制财务报告内部控制的报告。此外，我们 将产生与我们的美国证券交易委员会报告要求相关的额外成本。

我们还预计购买董事和高级管理人员责任保险将产生巨额费用。由于对董事的报道范围有限，我们可能更难吸引和留住合格的人加入我们的董事会或担任高管。

我们将承担与成为上市公司相关的增量成本。

我们发现财务报告的内部控制存在重大缺陷。任何重大缺陷都可能导致我们无法及时和准确地报告我们的财务结果，或导致我们的财务报表出现重大错报。

在遵守适用的报告要求豁免的情况下，作为一家新兴成长型公司，我们必须遵守实施SOX第302和404条的《美国证券交易委员会》规则，这些规则要求管理层在我们的季度和年度报告中认证财务和其他信息，并提供关于财务报告控制有效性的年度管理报告。有效的财务报告内部控制对于我们提供可靠和及时的财务报告是必要的，并与适当的披露控制和程序一起设计，以合理地发现和防止舞弊。我们还被要求报告此类内部控制中的任何重大弱点。重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得我们的财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。

结合对我们2023财年和2022财年财务报表的审计，以及对截至2024年3月31日的9个月未经审计的简明综合财务报表的审查，我们发现财务报告的内部控制存在缺陷，总体上构成了一个重大弱点。我们确定，在 财年和过去九个月期间，我们存在与财务报告的内部控制设计和运作不足有关的缺陷，包括：i)缺乏充分的内部控制绩效证据，ii)关键会计和财务角色资源不足，导致职责分工不足，iii)缺乏对基于云的企业资源规划系统的管理访问和管理变更，以及iv)根据美国公认会计原则对 项复杂交易进行会计处理，这些综合起来构成一个重大弱点。

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作为我们解决这一重大弱点的计划的一部分，我们正在对我们的流程和内部控制进行全面审查。我们已经实施并计划继续实施新的控制和流程。我们还将为控制所有者提供培训，以支持有效的内部控制框架，包括如何 充分记录和证明内部控制的运作。最后，我们还在评估我们目前的企业资源规划系统，并考虑用新系统取代它的选项，以更好地支持我们的财务报告，包括任何相关的内部控制。虽然我们已经开始执行一项计划，以弥补这一重大弱点，但目前我们无法预测这一计划的成功与否，也无法预测我们对这一计划的评估结果。如果我们的措施不足以成功弥补重大弱点并以其他方式建立和维护有效的财务报告内部控制系统，我们财务报告的可靠性、投资者对我们的信心以及我们普通股的价值 可能会受到重大不利影响。我们不能保证这一实施将弥补内部控制方面的这一缺陷，也不能保证未来不会发现我们在财务报告方面的内部控制中的其他重大弱点。我们未能对财务报告实施和保持有效的内部控制，可能会导致我们的财务报表中出现错误，导致我们的财务 报表重述，或导致我们无法履行定期报告义务。只要我们是JOBS法案下的新兴成长型公司，我们的独立注册会计师事务所就不需要根据第404条证明我们对财务报告的内部控制的有效性。

一旦我们不再有资格成为新兴成长型公司，我们将被要求让我们的独立注册会计师事务所提供一份关于我们对财务报告的内部控制有效性的证明报告。对我们财务报告内部控制有效性的独立评估可能会发现我们管理层对S的评估可能无法发现的问题。我们对财务报告的内部控制中未发现的重大缺陷可能会导致财务报表 重述，并要求我们产生补救费用。如果我们的独立注册会计师事务所对我们的控制措施的记录、设计或操作水平不满意，可能会发布不利报告。

我们不能确定我们制定和维护内部控制的努力是否会成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够履行SOX第404条规定的义务。任何未能制定或维持有效的内部控制，或在实施或改善我们的内部控制方面遇到困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们的CDI和普通股的交易价格产生负面影响。

只要我们是一家新兴成长型公司，我们就不会被要求遵守适用于其他上市公司的某些报告要求，包括与会计准则和高管薪酬披露有关的要求。

根据《就业法案》，我们被归类为新兴成长型公司。只要我们是一家新兴成长型公司，可能是长达五个完整的会计年度，与其他上市公司不同，我们就不需要(I)提供审计师S关于管理层S根据萨班斯-奥克斯利法案第404(B)条对财务报告的内部控制制度有效性的评估报告。(Ii)遵守上市公司会计监督委员会通过的要求强制性审计的任何新要求 事务所轮换或S审计师报告的补充文件，其中要求审计师提供有关发行人的审计和财务报表的额外信息，(Iii)提供有关大型上市公司要求的高管薪酬的某些披露，或(Iv)就高管薪酬进行不具约束力的咨询投票。我们将在长达五年的时间内仍是一家新兴成长型公司，尽管如果我们在一个财年的收入超过12.35亿美元，非附属公司持有的普通股市值超过7.00亿美元，或者在三年内发行超过10亿美元的不可转换债券，我们将更快失去这一地位。

在我们依赖新兴成长型公司可获得的任何豁免的范围内，您收到的有关我们的高管薪酬和财务报告内部控制的信息将少于

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非新兴成长型公司的发行人。如果一些投资者因此发现我们的普通股吸引力下降，我们的普通股可能会出现不那么活跃的交易市场，我们的股价可能会更加波动。

由于我们选择利用根据就业法案第107条延长的过渡期，我们的财务报表可能无法与其他上市公司的财务报表相比较。

《就业法案》第107条规定，新兴成长型公司可以利用《证券法》第7(A)(2)(B)条规定的延长过渡期来遵守新的或修订的会计准则。这允许新兴成长型公司推迟采用某些会计准则，直到这些准则适用于私营公司。我们选择利用这一延长的过渡期，因此，我们将在私营公司需要采用新的或修订的会计准则的相关日期遵守此类准则 。因此，我们的财务报表可能无法与符合上市公司生效日期的公司进行比较，我们的股东和潜在投资者可能难以通过将我们与此类公司进行比较来分析我们的经营业绩。

在本次发行中购买我们普通股的投资者 在本次发行中购买我们普通股的投资者可能无法在本次发行中的该等股票发行日期后的12个月内在澳大利亚自由出售该等股票，因此将无法利用在此期间在澳大利亚证券交易所交易的CDI 可获得的任何流动资金，除非有例外情况或本公司能够依靠适用的法律救济并根据监管要求向澳大利亚证券交易所提交清理通知。

尽管我们预计我们的普通股将在纽约证券交易所上市，但在此次发行中出售的股票在此次发行日期后12个月内可能无法在澳大利亚自由交易。一般而言，在本次发行中购买的股票在此期间只能在澳大利亚转售给某些老练的投资者和专业的 投资者(定义见澳大利亚公司法)以及根据澳大利亚公司法第708(12)条与我们有关联的某些人士，在本次发行后的12个月内，这些股票的任何后续转售也将受到同样的 限制。请参见？向澳大利亚潜在投资者发出承销通知只要这些限制生效，只要在此次发行中购买 股票的投资者能够在澳大利亚转售这些股票，他们收到的价格可能不同于我们普通股的市场价格。同样，虽然购买此次发行股票的投资者将有权用这些 股票交换在澳大利亚证券交易所上市的CDI，但这些新发行的CDI在澳大利亚的销售将受到适用于上述普通股相关股票的相同限制。尽管我们预计此次发行后立即发行的普通股的大部分将由在澳大利亚证券交易所交易的CDI代表，但购买此次发行股票的投资者可能无法在本次发行股票发行日期后12个月内在澳大利亚自由出售该等股票或代表该等股票的CDI。在这些新发行的CDI不能自由交易的情况下，投资者可能无法利用在此期间在澳交所交易的CDI可能可获得的任何流动性。尽管如上所述，澳大利亚证券和投资委员会已批准类别订单文书14/827(类别订单)，允许在发行后的头12个月内发行和销售CDI，前提是公司在该等CDI发行后的适用期限内向ASX提交了清理通知。因此，如果本公司能够依赖类别令并已就该等债务工具提交清理通知，则因转换S公司普通股(包括因S公司首次公开发售而发行的普通股)而发行的债务工具可在 澳大利亚证券交易所自由交易。

我们尚未发行的CDI将在澳大利亚证券交易所上市，并将在澳大利亚的公开市场上自由交易。我们CDI的交易可能会对我们在纽约证券交易所的普通股交易价格产生重大不利影响。

我们的普通股将在纽约证券交易所交易，我们的CDI将在ASX交易。一般来说，CDI在经济上相当于我们普通股的股票，因此，CDI的交易价格在

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澳交所可能会影响我们普通股在纽约证交所的交易价格，反之亦然。CDI的交易价格可能受到不同于影响我们普通股在纽约证券交易所的交易价格的因素的影响，正如下文这些风险因素所讨论的那样，可能受到套利活动的影响。此外，我们普通股的持有者，包括本次发行中出售的股票，可以将这些 股交付给CDI的托管机构，以换取CDI。如果在此次发行中出售的我们普通股的相当大一部分股票被交换为CDI，可能会对我们普通股在纽约证券交易所的流动性和交易价格产生不利影响，这可能是实质性的。

我们的证券在这些市场上的交易将以不同的货币(纽约证券交易所的美元和澳大利亚证券交易所的澳元)和不同的时间(由于美国和澳大利亚的不同时区、交易日和公共假日)进行。由于这些和其他因素，我们证券在这两个市场的交易价格可能会有所不同，包括澳交所和纽交所有不同的停牌标准，以及不同的上市规则和披露要求。我们在澳大利亚证券交易所的CDI价格的任何下降都可能导致我们的普通股在纽约证券交易所的交易价格下降。

我们普通股的大部分股票和代表这些股票的CDI将在美国公开市场自由交易，我们的大部分普通股将不受锁定协议的约束。

本次发行完成后，如果承销商完全行使购买额外股份的选择权，我们将拥有 总计14，696，774股普通股。除了在可转换票据转换时发行的普通股、Daly Waters配股或某些其他澳大利亚市场发行时发行的普通股股份外，我们的大部分 已发行普通股将在美国自由交易，不受限制或根据《证券法》进一步登记（除非此类股份由我们的董事、高管或我们的任何关联公司持有，该术语 的定义见《证券法》第144条）。

关于此次发行，我们的董事、高管和我们的某些股东都同意与承销商签订禁售期协议，因此受到禁售期的限制，这意味着他们和他们获准的受让人在本招股说明书发布之日后180天内不得出售任何普通股，除非有某些惯例例外，除非事先征得承销商代表的同意。虽然我们已获告知目前无意这样做，但代表可全权酌情决定解除全部或任何部分股份，使其不受上述任何锁定协议的限制。见标题为？的章节。承销？了解更多信息。在放弃或终止此类 协议后，这些股票可能在市场上出售，这可能会对我们的股价构成重大下行压力。

此外，在未来，我们可能会发行与投资或收购有关的证券。与投资或收购相关的普通股发行金额可能构成我们当时已发行普通股的重要部分。

澳大利亚和美国资本市场的不同特点可能会对我们的CDI和普通股的交易价格产生负面影响，并可能限制我们采取通常由美国公司执行的某些行动的能力。

根据我们的CDI和相关的澳大利亚监管要求，我们必须在澳交所上市，并打算将我们的股票同时在纽交所上市，纽交所有自己的上市和监管要求。这类交易所有不同的交易时间、交易特点(包括交易量和流动性)、交易和上市规则以及投资者基础(包括不同程度的散户和机构参与)。由于这些差异，即使考虑到货币差异，我们CDI和我们的普通股的交易价格也可能不同。由于美国资本市场特有的情况，我们普通股价格的波动可能会对CDI的价格产生实质性的不利影响，反之亦然。某些对澳大利亚资本市场有重大负面影响的事件可能

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导致我们普通股的交易价格下跌，尽管此类事件可能不会对在美国上市的证券的交易价格产生普遍或相同的影响 ，反之亦然。

此外，此次发行后，任何以CDI换取的普通股将被视为 受限证券(该术语在证券法第144条中定义)，并将带有限制转让的图例。持有者必须将限制性图例从这些普通股中删除，以便这些股票可以自由转让，并有资格在纽约证券交易所交易。因此，CDI的持有者最初可能无法在美国公开市场自由交易，这可能会导致我们在纽约证券交易所的普通股和我们在ASX的CDI之间的交易价格差异 。

我们是否有能力将我们的普通股在纽约证券交易所上市，取决于我们是否满足适用的初始上市标准。

如果我们无法将我们的普通股在纽约证券交易所上市，我们的普通股将继续在ASX交易(作为CDI)。我们未能将普通股在纽约证券交易所上市可能会使美国人更难交易我们的普通股，可能会阻止我们的普通股在美国进行频繁和流动性的交易，并可能导致我们普通股的价值 低于我们能够在纽约证交所上市的普通股的价值。

我们筹集额外资本的能力可能会受到澳交所上市规则的显著限制，该规则限制了我们被允许在未经股东批准的情况下发行普通股的金额。

澳交所上市规则对新股发行的限制可能会大大限制或阻止我们在需要额外资本时，通过发行和出售我们的普通股或其他证券的股票来筹集额外资本。特别是，澳交所上市规则将禁止我们在任何12个月期间，在没有我们普通股大多数流通股持有人的赞成票的情况下，发行超过当时已发行普通股总数15%的普通股。我们已获得我们股东的批准，允许我们在我们被接纳为澳大利亚证券交易所官方名单之日起的12个月内发行当时已发行普通股总数的25%；然而，这一增资仅在该12个月期间有效，当需要此类额外资本时，仍可能限制或阻止我们筹集额外资本。正如本招股说明书中其他部分所讨论的，我们将需要大量额外融资来开发和商业化我们的资源并执行我们的战略，而且由于我们没有任何天然气销售收入，而且很可能无法通过借款筹集资金，我们将主要依靠发行和出售额外的普通股来获得此类融资。澳交所的上述上市规则比可比的纽交所规则具有更大的限制性，即使我们获得股东的批准，允许我们在被接纳为澳交所官方名单之日起的12个月内发行当时已发行的普通股总数的25%，该规则可能会显著限制或阻止我们通过发行和出售普通股筹集资金，这可能会对我们的运营结果、财务状况和我们的业务发展产生重大不利影响。此外，寻求股东批准发行普通股可能需要相当长的时间和费用，而且不能保证未来会批准任何此类批准。

投资者对我们或我们的董事和高级管理人员提起诉讼的能力可能有限，或者无法强制执行针对我们或他们的判决， 因为我们的大部分业务在澳大利亚进行，而我们的许多董事和高级管理人员居住在美国以外。

我们几乎所有的业务都在澳大利亚进行。我们的许多董事和高级管理人员以及本招股说明书中指定的某些其他人员是美国以外国家的公民和居民，董事和高级管理人员以及本招股说明书中指定的某些其他人员的部分资产，以及我们几乎所有的资产都位于美国以外。因此，根据美国联邦证券法的民事责任条款，您可能不可能或不可行地在美国境内向这些人送达法律程序文件，或执行在美国法院获得的针对他们或针对我们的判决。即使你成功地提起了这样的诉讼，人们也会怀疑

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澳大利亚法院是否会根据这些民事责任条款，在美国法院的原始诉讼或判决中执行美国证券法规定的某些民事责任。此外，在美国或其他地方提起的诉讼中的惩罚性赔偿裁决可能在澳大利亚或美国以外的其他地方不可执行。根据美国证券法作出的金钱损害赔偿裁决，如果不寻求赔偿索赔人所遭受的损失或损害，并旨在惩罚被告，则将被视为惩罚性裁决 。任何判决在澳大利亚的可执行性将取决于案件的具体事实以及当时生效的法律和条约。美国和澳大利亚目前没有一项条约或法规规定承认和执行对方国家的民商事判决(仲裁裁决除外)。因此，我们普通股的持有者可能比在美国运营的公司的股东更难通过对我们、我们的管理层或我们的董事采取行动来保护他们的利益。

由于CDI在澳交所上市，我们将受制于澳交所的上市规则，这可能会给我们的资源带来压力，分散管理层对S的注意力，并影响我们管理业务或筹集额外资本的能力。

由于CDI在澳交所上市，我们 将受制于澳交所的上市规则，这可能会给我们的资源带来压力，分散管理层对S的注意力，并影响我们管理业务或筹集额外资本的能力。澳大利亚证券交易所的上市规则与纽约证券交易所的规则和要求不同，在某些情况下比纽约证券交易所的规则和要求更具限制性，包括以下限制：

•

将董事非执行董事的薪酬限制在股东大会上批准的最高金额 ；

•

要求我们每一类证券的条款，包括任何优先股，都必须得到澳大利亚证券交易所的批准；

•

禁止我们取消或更改我们证券的投票权或股息权(如果有)，除非在 某些情况下；

•

具体说明期权和权利计划的某些条款和条件；

•

在接到任何人提出收购要约的书面通知后三个月内，禁止在未经股东批准的情况下发行股权证券 ；

•

限制有限制(托管)证券的发行；以及

•

？禁止在所有权变更或对我们的控制发生变化时为军官提供金色降落伞或其他解雇福利。

在某些情况下，这些上市规则可能会限制我们采取纽约证券交易所规则允许的某些行动的能力，并可能影响我们管理业务以及吸引和留住关键管理人员和科学人员的能力。此外，ASX的上市规则包括与纽约证券交易所规则要求不同的批准和报告要求，例如以下要求：

•

遵守发行股本证券所需的时间表;

•

在发行受限制（托管）证券之前向ASX发送通知;

•

提交季度、半年度和年度定期报告，其中包括ASX上市规则要求的具体披露 ;

•

就某些关联方交易和向董事发行证券获得股东批准;

•

向ASX交付章程文件、债务和可转换证券文件、某些会议 通知和发送给某些证券持有人的文件的草稿;以及

•

在发布给任何其他人之前，请通过ASX作为市场敏感信息的中央收集点发布公告。

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遵守这些额外规则将增加我们的法律和财务合规成本 ，使某些活动或交易更加困难、耗时或成本高昂，可能会限制或阻止我们通过发行和出售普通股或其他证券来筹集额外资本，并增加对我们系统和资源的需求 。吾等向澳交所申请并获豁免其部分上市规则的适用范围；然而，该等豁免并不能让我们免除该等上市规则所施加的所有增加的限制及要求。与遵守澳交所上市规则相关的成本和费用增加将对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。此外，澳交所上市规则对新股发行的限制 可能会限制或阻止我们在需要额外资本时，通过发行和出售我们的普通股或其他证券的股票来筹集额外资本，这可能对我们的运营业绩、财务状况和我们的业务发展产生重大不利影响。见？我们筹集额外资本的能力可能会受到澳大利亚证券交易所上市规则的严重限制，该规则限制了我们被允许在未经股东批准的情况下发行普通股的数量 .”

我们普通股的市场价格可能会受到套利活动的不利影响。

投资者可能会通过利用我们普通股价格的差额(如果有的话)来获利，这一差价由我们CDI的交易价格(代表我们在澳大利亚证券交易所的普通股股份)和我们的普通股在纽约证券交易所的交易价反映出来。此类套利活动可能会导致我们普通股的价格或代表我们普通股的CDI(视情况而定)在价值较高的市场上跌至由价值较低的市场设定的价格，或以其他方式对我们普通股的市场价格产生不利影响。这些套利风险可能会因以下事实而增加：我们的普通股在纽约证券交易所将以美元报价，而我们的CDI将在澳大利亚证券交易所以澳元报价，这也可能使投资者有机会利用货币汇率波动对我们普通股和CDI的市场价格的影响 。

财务会计准则委员会(FASB)或其他准则制定机构发布的会计准则的变化可能会对我们的财务报表产生不利影响。

我们的财务报表是根据财务会计准则委员会的会计准则编纂(ASC？)中定义的公认会计原则编制的。我们不时被要求采用纳入ASC的新的或修订的会计准则或指南。我们未来被要求采用的会计准则可能会改变我们目前应用于合并财务报表的会计处理方式，这种变化可能会对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响。

此外，FASB正在与国际会计准则理事会合作几个项目，随着GAAP与国际财务报告准则(IFRS)的趋同，这可能会导致重大变化，包括我们财务报表的列报方式。此外，美国证券交易委员会正在考虑是否以及如何将国际财务报告准则纳入美国的财务报告体系。财务会计准则委员会提出的会计改革将彻底改变我们对重要业务领域的会计核算和报告方式。生效日期和过渡方法 未知；但发行人可能被要求或选择追溯采用新准则。在这种情况下，发行人将根据新的会计方法报告截至生效日期的结果，以及所有列报的期间的结果。任何此类对GAAP的更改或向IFRS的转换都将在治理、员工培训、内部控制和信息披露领域对发行人提出特殊要求，并可能影响我们管理业务的方式。

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有关 前瞻性陈述的警示声明

本招股说明书包含某些 前瞻性陈述。除本招股说明书中包含的有关历史事实的陈述外，所有有关本公司战略、未来业务、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、管理计划和目标以及股息政策的陈述均为前瞻性陈述。在本招股说明书中使用的词语，如：预期、项目、估计、相信、预期、意向、预算、计划、寻求、展望、预测、目标、预测、可能、应该、可能、可能、将、否定这些术语和类似的表述旨在识别前瞻性表述。这些前瞻性陈述基于我们对未来事件的当前预期和假设，并基于有关未来事件的结果和时机的当前可用信息。在考虑前瞻性陈述时，您应该牢记风险因素和其他警告性陈述 中描述的风险因素这些前瞻性陈述是基于管理层S目前对未来事件的结果和时机的看法，基于目前掌握的信息。

前瞻性陈述可能包括有关以下方面的陈述：

•

我们的经营战略和我们的经营战略的成功实施；

•

我们未来的储备；

•

我们发展计划所需的财务战略、流动资金和资本；

•

天然气估计价格;

•

我们的股利政策；

•

天然气未来生产的时间和数量；

•

我们的钻探和生产计划；

•

竞争和政府监管；

•

我们获得和保留许可证和政府批准的能力；

•

法律、法规或环境事项；

•

天然气营销；

•

企业收购或租赁收购以及被收购企业的整合；

•

我们开发物业的能力；

•

在我们的物业周围开发适当的基础设施以及从我们的物业到市场的运输的可用性和成本 ；

•

钻机、生产设备、用品、人员和油田服务的可获得性和成本；

•

开发物业和开展业务的成本；

•

我们有能力联系FID并执行和完成我们计划的管道或计划中的液化天然气出口项目；

•

我们预期的业务范围1和范围2的排放，以及我们计划抵消业务范围1和范围2的排放；

•

我们的ESG战略和倡议，包括与寻求从ESG相关活动中受益的环境属性或新产品的产生和营销有关的战略和倡议；

•

一般经济状况，包括成本通货膨胀；

•

信贷市场和以商业上可接受的条件获得未来融资的能力；

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•

我们扩大业务的能力，包括通过招聘和留住技术人员；

•

我们对关键管理人员的依赖；

•

我们未来的经营业绩；以及

•

我们的计划、目标、期望和意图。

本招股说明书中包含的前瞻性陈述基于当前的预期， 涉及许多风险和不确定性，其中大部分是难以预测或不可能预测的，其中许多是我们无法控制的，与天然气的勘探和开发、生产和销售有关。与这些前瞻性陈述有关的假设涉及以下方面的判断、风险和不确定因素：市场因素(包括竞争和通货膨胀)、天然气市场价格(包括地理基础差异)、未来钻探和营销活动的结果、未来生产和成本(包括钻井和生产设备及服务的可用性)、立法和监管举措、电子、网络或 有形安全漏洞、钻井和其他经营风险、环境风险(包括气候变化和天气相关事件)、未来商业决策、估计天然气储量所固有的不确定性，以及第3部分中所述的其他风险。风险因素.”

储量工程是对无法精确测量的天然气地下储量进行估算的过程。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，此类修改将改变任何进一步生产和开发的时间表。 因此，储量估计可能与最终开采的天然气数量有很大不同。

尽管我们认为这些前瞻性陈述所依据的假设是合理的，但如果本招股说明书中描述的一个或多个风险或不确定因素发生，或者潜在的假设被证明是不正确的，实际结果和我们的结果和财务状况可能与任何前瞻性陈述中指出的大不相同。鉴于这些前瞻性陈述中固有的重大不确定性，包含此类信息不应被视为我们或任何其他人表示我们的目标和计划将会实现。

本招股说明书中包含的所有 明示或暗示的前瞻性陈述，其全部内容均受本警示声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人员可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。

本招股说明书中所有明示或暗示的前瞻性陈述均仅基于我们目前掌握的信息，且仅在发出之日发表。除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性陈述的责任，这些前瞻性陈述中的每一项都明确符合本节中的陈述，以反映本招股说明书日期之后的事件或情况。

此外，我们在此讨论的ESG评估、目标和相关问题，包括缓解与气候变化和能源转型相关的风险，受到各种ESG标准和框架(包括基础数据测量标准)的影响，也符合各种利益相关者的利益。在此类讨论的上下文中以及对ESG的任何相关评估中对重要性的任何提及都可能与联邦证券法为美国证券交易委员会报告目的而对重要性的定义有所不同。同样，我们不能保证严格遵守标准建议，我们基于任何标准的披露可能会因框架或法律要求的修订、可用性而发生变化

62

信息、我们业务的变化或适用的政府政策，或其他因素，其中一些可能是我们无法控制的。另外，除非另有明确说明，否则不应假定所使用的标准和绩效指标以及它们所基于的预期和假设已经过我们或任何第三方的验证。

63

收益的使用

我们估计，在扣除承销折扣和佣金以及我们应支付的估计发售费用后，本次发行中出售普通股给我们带来的净收益将为7010万美元(如果承销商全面行使购买额外股票的选择权，则为8060万美元)。

我们打算使用此次发行的所有净收益为我们的发展计划提供资金，并用于营运资金和其他一般公司用途。

我们估计，将第一个开发阶段交付生产所需的资本约为1.25亿至1.65亿美元，坦博兰的净额为1.65亿美元。我们预计钻井和完井成本净额约为7,000万至8,000万美元，与压缩设施开发相关的成本净额约为1,000万至1,300万美元，相关平台建设和收集基础设施的成本净额约为2,300万至3,000万美元，交易及一般和行政费用净额约为2,600万至4,000万美元。

根据我们目前的计划和业务状况，此次发行的净收益的预期用途代表了我们的意图。我们不能 确切地说明我们将从此次发行中获得的净收益的特定用途，或我们在上述用途上的实际支出金额。我们实际支出的时间和金额将基于许多因素，包括我们业务的预期增长。在如上所述使用本次发行所得资金之前，我们计划将本次发行所得净收益的一部分投资于美国政府的短期和中期计息债务、投资级投资、存单或直接或担保债务。我们的管理层将拥有广泛的自由裁量权来运用此次发行的净收益，投资者将依赖我们管理层对所得资金的应用做出的判断。

64

股利政策

到目前为止，我们还没有宣布或支付现金股息给TRLtd.的前普通股持有人或我们普通股的持有人。我们 目前打算保留未来的任何收益(如果有的话)，为我们业务的发展和扩张提供资金，在可预见的未来不会支付任何股息。未来的任何股息将取决于我们董事会的全权决定权 以及下文讨论的考虑因素。

未来宣布及派发定期或特别股息的决定，以及任何该等股息的数额，将视乎本公司董事会对整体经济及业务状况、本公司财务状况及经营业绩、资本要求、债务限制、潜在收购机会及其他当前及预期现金需求，以及本公司董事会认为相关的任何其他因素的考虑而定。

我们的股息政策可能会不时发生变化，不能保证我们会以所有或任何特定金额宣布任何定期或特别现金股息。

65

大写

下表显示了截至2024年3月31日我们的现金和现金等价物及资本化情况：

•

在实际基础上；

•

在调整后的基础上，在实施下列各项后：

•

发行可转换票据和将可转换票据转换为总计489,088股普通股，每股转换价格为19.20美元；

•

按初始公开发行价在Daly Waters Placement发行价值750万美元的普通股；以及

•

作为进一步调整的基础，以：

•

在本次发行中以24.00美元的首次公开募股价格 出售3125,000股我们的普通股；

•

我们收到的本次发行的估计收益，扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，以及我们在使用收益项下描述的净收益的运用；

在上述每一种情况下，假设承销商没有行使购买额外股份的选择权。

您应该与收件箱一起阅读下表选定的合并财务数据,” “管理：S 财务状况和经营成果的讨论与分析、RST以及本招股说明书其他地方包含的综合财务报表及其相关注释。

		截至2024年3月31日
		实际				调整后的(2)(3)				作为进一步的 调整后的
		(以千为单位，不包括每股和每股数据)
现金及现金等价物(1)		$	25,909			$	25,909			$	96,034
长期债务总额			—				—				—
总负债			47,606				39,316				39,316
股东权益：
普通股，每股面值0.001美元; 10，000，00，000股授权股，10，301，436股已发行和发行的股票，实际; 10，000，00，000股授权股，11，103，024股已发行和发行的股票，经调整; 10，000，000，000股授权股份，14，228，024股已发行和发行股份，进一步调整			10				11				14
额外实收资本			330,110				347,000				417,122
累计其他综合损失			(14,641	)			(14,641	)			(14,641	)
累计赤字			(120,960	)			(128,460	)			(128,460	)
坦博兰资源公司股东总股本			194,519				203,910				274,035
非控股权益			33,688				33,688				33,688
股东权益总额			228,207				237,597				307,723
总市值			228,207				237,597				307,723

66

(1)	截至2024年4月30日，我们拥有1970万美元的现金和现金等价物。本公司并无收到任何现金 发行可换股票据所得款项，亦不会收到来自Daly Waters配售或转换可换股票据的任何现金收益。

(2)	经调整后，由于可转换票据的发行导致应付账款和应计费用相应减少，负债总额减少约830万美元，以及额外实缴资本增加约940万美元和股东权益增加约940万美元可转换票据转换后发行股份的股东权益。请参阅收件箱管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析-流动性和资本资源-H & P可转换票据请参阅我们的中期财务报表附注12以了解更多信息。

(3)	经调整后反映因发行与Daly Waters配售有关的股份而增加的额外实收资本约750万美元及股东权益约750万美元。请参见？与开发我们的资产相关的商业协议--《合资协议》？了解更多 信息。

上表所列普通股股数不包括根据2024年计划为未来奖励而预留的总计1,600,000股额外普通股(也不包括根据2024年计划条款可能出现的任何常青增长)，包括可能在授予与本次发行相关的股权奖励时可能发行的863,650股普通股 以及根据2021年EIP授予的奖励下可能发行的272,506股普通股。

67

稀释

出于会计目的，本次发行普通股的购买者将立即经历普通股每股有形账面净值的大幅稀释。

截至2024年3月31日，我们的有形账面净值为2.249亿美元，或每股21.83美元。每股有形账面净值是通过将我们的有形净值(有形资产减去总负债)除以截至2024年3月31日的已发行普通股总数来确定的。在实施以下事项后：

•

以24.00美元的首次公开募股价格出售此次发行的3,125,000股票。

•

将可转换票据转换为总计489,088股普通股，转换价格为19.20美元，

•

发行312,500股与Daly Water配售有关的股份，以及

•

进一步假定收到了估计的净收益(扣除估计的承销折扣和佣金以及估计的发售费用)，

截至2024年3月31日，我们的调整后有形账面净值为3.033亿美元(如果承销商全面行使购买额外股份的选择权，则为3.138亿美元)，或每股21.32美元(或如果承销商全面行使购买额外股份的选择权，则为21.35美元)。这 代表我们的现有股东的每股有形账面净值立即减少0.51美元(如果承销商全面行使其购买额外股份的选择权，则为0.48美元)，向购买本次发行普通股的新投资者立即摊薄(即，我们普通股的每股首次公开发行价格与本次发行后我们普通股的调整后每股有形账面净值之间的 差额) 每股2.68美元(如果承销商全面行使购买额外股份的选择权，则为2.65美元)。

？Daly Waters 配售是指计划向Formentera Partners，LP(由Bryan Shefffield共同创立和管理的私人投资公司)的投资组合公司Daly Waters或其指定人发行750万美元的普通股，以满足我们与Daly Waters之间的合资协议规定的某些付款义务，该协议将于2025年2月到期。对Daly Waters的适用债务没有记录在我们的资产负债表中，因此不会影响有形净资产。我们不会从Daly Waters配售中获得任何现金收益。请参见？与我们的资产开发相关的业务协议遵循TB1合资企业协议 协议请参阅更多信息。Daly Waters配股发行312，500股股票本身将意味着我们现有股东的有形净资产立即减少0.64美元。

？可转换票据是指向惠普发行的940万美元票据，年利率为5.5%。发行可转换票据是为了交换和满足我们为将惠普超级规格的FlexRig®Flex3钻井平台从美国运往北领地而产生的动员和相关费用。发行可换股票据使S公司的有形资产净额通过减少应收账款和应计费用增加8,300,000美元。本公司并无收到发行可换股票据所得的任何现金收益，亦不会在转换可换股票据时收到任何现金收益。请参见？管理层S关于流动资金和资本的财务状况和经营结果的讨论与分析 惠普可转换票据请参阅我们的中期财务报表附注12以了解更多信息。发行可转换票据以及在转换可转换票据后发行489，088股股份将 代表我们现有股东每股有形净净价值立即减少0.22美元。

68

下表说明了本次发行中购买 普通股股票的新投资者的每股稀释情况⁽¹⁾:

		如果 承销商会这样做 没有行使他们的权力 购买选择权 增发股份								如果 承销商 行使他们的权力 购买选择权 增发股份 全部
每股首次公开发行价格						$	24.00							$	24.00
截至2024年3月31日的每股有形账面净值			21.83								21.83
Daly Waters配股和可转换债券导致的每股有形净资产加权减少 票据发行和转换			(0.83	)							(0.83	)
可归因于此次发行的新投资者的每股有形账面净值增加			0.32								0.35
本次发行、Daly Waters配股以及可转换票据发行和转换生效后，调整后的每股普通股有形净账面价值							21.32								21.35
本次发行、 Daly Waters配股以及可转换票据发行和转换对新投资者的调整后每股有形净现值的稀释						$	2.68							$	2.65

(1)	截至2024年3月31日的历史和经调整的有形净资产的计算如下：

		如果 承销商会这样做 没有行使他们的权力 购买选择权 增发股份				如果 承销商 行使他们的权力 购买选择权 增发股份 全部
		(单位：千
有形资产		$	275,813			$	275,813
减：预付费用和其他流动资产的递延发行成本			($3,316	)			($3,316	)
调整后有形资产			$272,497				$272,497
减：总负债			($47,606	)			($47,606	)
净资产			$224,891				$224,891
加：首次公开募股收益			$75,000				$86,250
减：承销商折扣和发行费用			($4,875	)			($5,606	)
加：发行可转换票据后总负债减少			$8,290				$8,290
加：戴利·沃特斯安置			—				—
作为调整后的有形账面净值		$	303,306			$	313,825

69

下表总结了截至2024年3月31日，假设 承销商未行使购买额外普通股的选择权，本次发行所发行的股份数量、现有股东支付的总额以及投资者在本次发行中支付的每股平均价格之间的差异。’

		股份								总对价								平均价格 每股
		数				百分比				量				百分比
现有股东			10,301,436				72.4	%		$	322,562,414				77.8	%		$	31.31
可转换票据转换(1)			489,088				3.4	%		$	9,390,490				2.3	%		$	19.20
戴利·沃特斯的安置(2)			312,500				2.2	%		$	7,500,000				1.8	%		$	24.00
新投资者			3,125,000				22.0	%		$	75,000,000				18.1	%		$	24.00
总			14,228,024				100	%		$	414,452,904				100	%		$	29.13

(1)	转换可转换票据时发行的股份的总对价代表可转换票据的本金 金额。

(2)	Daly Waters已同意按首次公开募股 价格接受750万美元的普通股，以免除2025年2月到期的某些付款义务。我们不会从Daly Waters配售中获得任何收益。Daly Waters配售的总对价是指在未进行Daly Waters配售的情况下，本公司于2025年2月根据TB1合资协议应支付的现金期权金额。请参见？与开发我们的资产有关的业务协议符合TB1合资协议。”

上表和相关讨论基于截至本次发行结束时我们已发行的普通股数量 、可转换票据的转换和Daly Waters配股。如果承销商全额行使购买额外股份的选择权，新投资者持有的股份数量将增加至3，593，750股，即普通股股份总数的24.5% 。’

以上表格和相关讨论不包括根据2024年计划为未来奖励预留的总计1,600,000股普通股(不包括根据2024年计划条款可能出现的任何年度常青增长)，包括我们预计将与此次发行相关的股票奖励归属后可能发行的863,650股普通股，以及根据2021年企业投资促进计划授予的奖励而可能发行的272,506股普通股。

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管理层对财务状况和经营结果进行讨论和分析

以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和 期望的前瞻性陈述。关于前瞻性陈述、风险因素和合并财务报表及其相关注释的警示声明(包括在本招股说明书的其他部分)包含您应该参考的重要信息。除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性陈述的责任。我们的历史结果不一定代表未来任何时期的预期结果。

除文意另有所指外，上述术语指的是(I)2009年成立的澳大利亚私营有限公司Tamboran Resources Pty Ltd(f/k/a Tamboran Resources Limited)及其子公司(tr Ltd.)，以及(Ii)2023年成立的特拉华州公司Tamboran Resources Corporation(Tamboran Resources Corporation)，本次发行中出售的普通股的发行人和本招股说明书中所述的公司重组后，tr有限公司的母公司。有关我们的组织结构的更多信息，请参阅本招股说明书中其他部分包括的合并财务报表的公司重组？和注释1？一般信息。

企业重组

于2023年12月13日，我们根据澳大利亚法律的安排方案(公司重组)收购了TRLtd.的所有已发行和已发行普通股。作为公司重组的一部分，我们向TRLtd.的股东发行了一份CDI(代表1/200的权益^这是我们普通股的一股)，以换取一股当时已发行并已发行的TR有限公司普通股。在公司重组之前，我们没有任何业务或运营，而在公司重组后，我们的业务和运营仅由TR有限公司及其子公司的业务和运营组成。

TRLtd.成立于2009年，总部设在澳大利亚悉尼。TR Ltd.于2021年7月完成其在澳大利亚的首次公开募股，并在澳大利亚证券交易所公开上市，股票代码为TbN。Tr Ltd.在公司重组后被从澳大利亚证券交易所除名，当时代表坦博兰普通股1/200权益的CDI在澳大利亚证券交易所上市，股票代码为TbN。Tr Ltd于2023年10月3日在特拉华州注册成立，目的是实施公司重组。

作为公司重组的结果，坦博兰成为了tr有限公司的母公司，出于财务报告的目的，tr有限公司的财务报表成为坦博兰的财务报表。本文件中讨论的操作结果管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析？包括坦博兰及其合并子公司的 业绩。请参见？财务和经营数据的列报.”

概述

我们是一家处于早期阶段、以增长为导向的独立天然气勘探和生产公司，专注于对位于澳大利亚北领地的Beetaloo地区的天然气资源进行 商业开发。我们和我们的工作利益合作伙伴拥有约470万英亩的EPs(到坦博兰的净面积为190万英亩)，目前是Beetaloo最大的种植面积所有者。

我们专注于在我们的投资组合中开发早期的非常规天然气资源。我们的主要资产是(I)在EP161的25%的非运营工作权益，(Ii)在EP76、98和117的38.75%的工作权益，

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(Iii)在EPS136、143和EP(A)197中100%的工作权益，其中我们是运营商，所有这些都位于Beetaloo。

最新发展动态

Beetaloo合资企业

2024年3月4日，猎鹰将其在Beetaloo合资企业S SS2和2024年钻井计划中的两口油井的股份上限定为5%。2024年3月21日，北海一号油井运营商同意获得猎鹰公司S的权益，使我们在SS2和2024年钻井计划中的两口井的工作权益至少增加到47.5%。2024年钻井计划中的两口井将在新的SS2井垫周围创建两个总占地51,200英亩的DSU。总面积为51,200英亩，可容纳23个井垫，按每个井垫钻6口井计算，总共可容纳138口井。我们相信，这两个供水池将足以容纳与谢南多南试点项目相关的所有油井，以及未来开发阶段的100多口油井。

集资

2023年7月和8月，我们成功地完成了以3,620万美元(5,410万澳元)的总收益私募TR Ltd.普通股，其中包括谢菲尔德先生1,000万美元的投资。同时，我们同意不时向惠普发行最多900万美元的五年期无担保可转换票据，用于偿还469钻井平台的动员和相关可偿还成本以及其他营运资金要求。2024年6月，我们向惠普发行了可转换票据，原始本金为940万美元。发行可转换票据是为了交换和偿还我们为运输惠普超级规格FlexRig而产生的动员和相关费用^®Flex 3从美国到北领地的钻井平台。H & P已确认选择在本次发行完成后将可转换票据转换为普通股，前提是 发行产生的总收益至少为7500万美元。请参阅收件箱惠普可转换票据的流动性与资本来源.”

2023年12月14日，我们成功完成了CDI的私募发行，总收益为2，770万美元（4，080万澳元），其中包括Liberty Energy的1，020万美元（1，530万澳元）战略投资和 谢菲尔德先生的额外500万美元（760万澳元）投资。

关于私募，我们向现有CDS的散户持有者提出了以与2023年12月14日私募中购买者相同的价格购买CDS的提议。零售要约于2024年1月14日完成，筹集了930万美元 （1，420万澳元）。

募集的资金将支持我们的Beetaloo开发活动。

SS1H井钻井

2023年7月初，惠普S FlexRig^®成功地被动员到针对EP 117中Velkerri B页岩更深的SS1H井位。我们于2023年8月初成功地开始了SS1H井的钻探工作，并与295英尺长的中Velkerri B页岩相交，这是迄今为止Beetaloo开采中心有记录以来最厚的一段页岩。SS1H在中Velkerri B页岩内1,644英尺的10级模拟长度上提供的平均IP30流量为3.2MMcf/d ，IP60流量为3.0MMcf/d，IP90流量为2.9MMcf/d。将10,000英尺水平侧向的产量正常化后，SS1H的IP30流量约为19.5MMcf/d，IP60流量约为18.4MMcf/d，IP90流量约为17.8MMcf/d。

市场展望

我们相信，天然气可以在支持许多地区市场的减排目标方面发挥关键作用，通过煤制气被烧毁的发电厂。到目前为止，全球对液化天然气的需求不断增加，以及对新供应的投资不足，预计将导致液化天然气供应短缺。

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在Beetaloo实现商业可行性的前提下，我们有潜力向澳大利亚国内和国际LNG市场供应天然气，这将支持该地区的国家实现温室气体减排目标，并有助于减少全球温室气体排放，如果采用LNG作为燃煤发电的替代品 。我们正处于业务发展的初始阶段。Beetaloo的成功商业化将需要开发必要的基础设施，以便按商业可接受的条款按计划开展业务。 此外，我们业务的成功将有赖于澳大利亚东海岸和亚洲液化天然气市场保持相对于北美的较高价格，以抵消与在Beetaloo开发基础设施相关的较高成本。

天然气行业是周期性的，大宗商品价格波动很大。在2021年至2023年期间，JKM的天然气 连续期货价格在2022年8月25日达到每MMBtu 69.96美元的高点，在2021年2月25日达到每MMBtu 5.81美元的低点。

我们预计未来天然气市场将继续波动。我们未来的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于我们将获得的天然气生产价格。请参见？风险因素使得天然气价格波动很大。价格下降或持续下跌可能会对我们的业务、财务状况或运营结果以及我们履行财务承诺的能力产生不利影响 或筹集资金.”

尽管全球通胀率多年来一直保持在相对较低的水平，但从2022年下半年开始，通胀率大幅上升，一直持续到2023年和2024年，原因是中央银行(包括美国联邦储备委员会和澳大利亚储备银行)大幅增加货币供应，重点关注全球财政政策的刺激措施，随着新冠肺炎限制的放松导致消费者需求显著反弹，俄罗斯和乌克兰战争以及由新冠肺炎和封锁导致的经济收缩导致的全球供应链中断，随后是快速复苏。美国的通胀率从2022年的6.1%上升到2023年的6.6%，澳大利亚的通货膨胀率从2022年的4.1%上升到2023年的8.0%。全球、全行业的供应链中断导致了劳动力、材料和服务的普遍短缺。此类短缺导致我们面临劳动力、材料和服务成本的大幅增加。主要是，与2022年和2023年同期相比，钻探所需的钢铁和化学品的大宗商品成本、更高的运输和燃料成本以及年度工资增长分别增加了我们2023财年和截至2024年3月31日的9个月的运营成本。通常，随着天然气价格的上涨，相关成本也会上升。相反，在价格下降的时期，相关的成本下降可能会滞后，可能不会按价格比例向下调整。一些供应链约束和通胀压力可能会持续到2024年，但预计会持平，但我们无法准确预测未来的供应链约束和通胀。我们无法预测未来的通货膨胀率，但在通货膨胀率居高不下的情况下，我们的运营成本可能会增加，包括钻机、修井机、水力压裂车队、管材和其他油井设备的成本，以及劳动力成本的增加。如果我们无法通过更高的大宗商品价格收回更高的成本，我们未来的收入来源将受到重大影响。

我们正在采取行动缓解供应链和通胀压力。我们正在监控情况并评估其对我们业务的影响，包括对我们合作伙伴的影响。例如，我们已经预先购买了包括套管和管材在内的长铅材料，以及我们计划在2024年进行开发所需的化学品和井下设备。我们与惠普签订了为期10年的 选项，以签订最多5个额外的FlexRigs®合同。我们正在与其他供应商和承包商密切合作，以确保现场供应，特别是燃料、钢铁和化学品供应，这些对我们的许多业务至关重要，并正在努力使供应商多样化。然而，这些缓解努力可能不会成功或不充分。

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影响未来结果可比性的因素

我们所列期间和未来期间的财务状况和运营业绩可能无法比较，无论是在不同时期还是未来，主要原因如下：

最近的事件和队形交易

坦博兰于2023年10月3日作为特拉华州的一家公司注册成立，在2023年12月13日生效的公司重组之前没有历史财务运营业绩。作为公司重组的结果，坦博兰成为了tr有限公司的母公司，出于财务报告的目的，tr有限公司的财务报表成为坦博兰的财务报表。看见·公司重组。

我们成功开发了我们的天然气资产

由于我们在天然气生产方面没有经营历史，我们未来的经营业绩和财务状况将直接受到我们通过钻探计划和未来销售和营销开发和商业化资产的能力的影响。

天然气收入

如果我们真的开始生产天然气，我们预计将从这种生产中获得收入。天然气生产收入没有反映在我们的 财务报表中。

营运成本及开支

我们还没有开始生产天然气。如果我们真的开始生产，我们将产生额外的运营成本和开支，其中可能包括租赁运营费用、修井成本、税款和特许权使用费。2022财年和2023财年以及截至2023年3月31日和2024年3月31日的9个月期间，我们的运营成本和支出包括：工资、基于股份的薪酬以及我们雇用人员的相关税收和福利、顾问、审计师、税务顾问和法律服务的专业费用、天然气资产的折旧和摊销、天然气资产的减值、2023财年因出售钻井平台而产生的资产销售损失、勘探费用以及一般和行政费用。

收购

我们可能会通过可能出现的与我们的Beetaloo战略相关的战略收购机会，继续 增长我们的业务和财务业绩。此外，我们可能会不时剥离某些非核心资产。

供需、市场风险及对天然气价格的影响

如上所述，请参见市场展望从历史上看，天然气行业一直是周期性的，大宗商品价格高度波动。天然气价格会因天然气需求相对较小的变化而出现较大波动。价格受当前和预期的供需动态影响，包括俄罗斯和乌克兰战争造成的市场混乱 、新冠肺炎疫情的影响和相关的天然气需求侵蚀、钻井和完井技术进步推动的供应增长，从而导致全球市场供应增加。影响供需的其他因素包括天气状况(包括恶劣天气事件)、管道产能限制、库存水平、基差、出口能力、供应链质量和可用性，以及其他因素，其中大部分不在我们的控制范围之内。这些大宗商品价格未来可能会保持波动。天然气价格持续低迷可能会对我们的财务状况、我们的运营结果、我们能够经济地生产的天然气数量以及我们获得资本的能力产生重大和不利的影响。由于我们尚未产生收入，因此这些关键因素只有在我们生产和销售天然气时才会影响我们。

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美国报告公司支出

在我们的公司重组之前，TR有限公司的普通股在澳大利亚证券交易所上市。在本次发行结束的同时，我们的普通股预计将在纽约证券交易所上市，我们将遵守交易所法案的定期报告要求。尽管我们已经在澳大利亚证券交易所上市，并被要求向澳大利亚证券交易所提交财务信息和其他一些 文件，但我们作为一家根据《交易法》规定的美国报告公司的身份，将导致我们产生以前从未发生过的额外法律、会计和其他费用，包括与遵守《萨班斯-奥克斯利法案》的 要求有关的费用。这些增加的法律和财务合规费用不包括在我们的历史运营结果中；因此，我们在未来 期间的运营结果可能无法与我们在回顾期间的运营结果进行比较。

经营成果

我们的功能货币是澳元，我们的报告货币是美元。对于任何 期间报告的收入和支出，我们使用该期间美元与澳元之间的平均货币汇率。对于资产和负债，我们根据相同的来源，使用期末的现行货币汇率。鉴于货币汇率的波动，我们可能会在不同时期经历报告金额的变化，这些变化主要是由于这些波动而发生的，并不反映我们业务或运营的实际变化。

目前，我们面临着外汇风险，特别是美元和澳元，这是以每种货币计价的收入和支出的结果。我们的政策是限制金融衍生品的使用，并通过自然对冲寻求风险缓解。这些自然对冲包括维护美元和澳大利亚的银行账户以及存款。由于我们的功能货币是澳元，我们报告的财务业绩会受到美元对澳元汇率变化的影响。

下表列出了所示期间的选定财务信息：

		九个月结束 3月31日，								截至的年度 6月30日，
		2024				2023				2023				2022
		(单位：千)
收入和其他营业收入/收入		$	—			$	—			$	—			$	—
运营成本和支出：
薪酬和福利，包括基于股票的薪酬			(3,703	)			(4,996	)			(6,341	)			(3,684	)
咨询、法律和专业费用			(4,863	)			(5,727	)			(6,818	)			(2,708	)
折旧及摊销			(90	)			(89	)			(118	)			(128	)
分类为持作出售的资产损失			(26	)			—				(12,585	)			—
资产报废债务的增加			(661	)			(328	)			(601	)			(79	)
勘探费			(2,964	)			(1,713	)			(2,793	)			(1,707	)
一般和行政			(2,302	)			(2,048	)			(2,763	)			(1,637	)
总运营成本和费用			(14,608	)			(14,901	)			(32,020	)			(9,943	)
其他收入：
利息支出，净额			503				64				31				(6	)
净汇兑收益			385				80				130				471
其他费用			(200	)			(302	)			(337	)			(144	)
其他(费用)/收入合计			688				(158	)			(176	)			321
净亏损			(13,920	)			(15,059	)			(32,196	)			(9,622	)
外币折算			(3,866	)			4,325				1,633				(7,278	)
可归因于非控股权益的全面损失总额			(1,956	)			479				108				—
坦博兰造成的全面损失总额			(15,830	)			(11,213	)			(30,671	)			(16,900	)

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截至2023年3月31日和2024年3月31日的9个月

收入 和 其他 运营中 收入。我们还没有开始生产天然气。因此，在截至2023年3月31日和2024年3月31日的9个月内，我们没有实现任何收入和其他营业收入。

薪酬和福利，包括基于股票的薪酬。与截至2023年3月31日的九个月相比，截至2024年3月31日的九个月的薪酬和福利(包括基于股票的薪酬)减少了130万美元，这主要是由于在截至2024年3月31日的九个月内丧失了期权以及 薪酬和短期激励奖励的资本化增加。

咨询、法律和专业费用。与截至2023年3月31日的9个月相比，在截至2024年3月31日的9个月中，咨询、法律和专业费用 减少了90万美元，这主要是由于在截至2024年3月31日的期间，与重大融资活动和相关交易相关的咨询、法律和专业费用的资本化增加。

资产报废债务费用的增加。在截至2024年3月31日的9个月中，确认了70万美元的资产报废债务增量支出。确认该等开支是由于与所有环保项目(包括截至2024年3月31日止九个月的环保项目76、98、117、136及161)有关的资产报废债务负债增加所致，包括期内钻探的两口新油井。

勘探费。与截至2023年3月31日的九个月相比，截至2024年3月31日的九个月的勘探费用增加了130万美元，原因是钻探我们的SS1H和A3H井的相关费用。吾等的勘探开支包括于截至2023年3月31日及2024年3月31日止九个月内与地形、地理及地球物理研究有关的成本及其他间接开支。

一般和行政。与截至2023年3月31日的9个月相比，截至2024年3月31日的9个月的一般和行政成本增加了30万美元，这主要是由于在此期间保险成本增加。在截至2023年3月31日和2024年3月31日的9个月内，我们的一般和行政费用包括以下费用：与差旅、保险、办公室和行政费用相关的费用。

利息收入。与截至2023年3月31日的9个月相比，在截至2024年3月31日的9个月中，利息收入增加了40万美元，这是由于在此期间从定期存款收到的利息。

外币折算。在截至2024年3月31日的9个月中，我们确认了390万美元的外币兑换损失，这主要是由于截至2024年3月31日的澳元与2023年7月1日相比略有疲软。在截至2023年3月31日的9个月内，我们确认了430万美元的外币折算收益，这主要是由于于2023年11月9日从Origin Energy收购了总计8190万澳元的资产，以及从该日起至2023年3月31日澳元大幅走强。结算外币交易和按会计年终汇率折算以外币计价的货币资产和负债所产生的汇兑损益在我们的损益表中确认。

所得税费用。我们没有因截至2023年3月31日和2024年3月31日的9个月发生的营业亏损而产生的所得税支出。我们为我们的递延税项净资产提供了全额估值准备，因为管理层已确定，我们很可能在可预见的未来期间无法赚取足够的收入来实现递延税项资产。管理层将继续根据收入预测数据和未来税务筹划策略的可行性评估实现递延税项资产的潜力，并可能酌情记录未来期间对递延税项资产的估值拨备的调整，这可能对经营报表产生重大影响。

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截至2022年6月30日和2023年6月30日的财政年度

收入和其他营业收入。我们还没有开始生产天然气。因此，我们在2022财年和2023财年分别没有实现任何收入和其他运营收入。

薪酬和福利，包括基于股票的薪酬 。与2022财年相比，2023财年的薪酬和福利(包括基于股票的薪酬)增加了270万美元，原因是员工人数增加、技术工人工资上涨以及对人员的短期激励付款。

咨询、法律和专业费用。咨询、法律和专业费用 在2023财年比2022财年增加了410万美元，原因是准备美国首次公开募股的费用包括与公司重组相关的费用，以及与筹资相关的法律和专业费用，以及与政府和社区关系以及中游活动相关的咨询费用。

分类资产损失 已保留待售。我们确认了2023财年1,260万美元的亏损，原因是出售一个钻井平台亏损330万美元，以及出售两个钻井平台减记账面价值和公允价值减去成本中的较低者。我们以1590万美元的价格购买了这两个钻井平台，并产生了200万美元的额外可资本化费用，而公允价值减去出售成本后的成本为880万美元。截至2023年6月30日，这两个钻井平台仍未售出。 剩余差额与合并对外汇的影响有关。

资产报废债务费用的增加. 2023财政年度确认了60万美元的资产报废债务增量支出。确认此类费用是由于于2022年12月31日初步确认了与EP76、98、117和 136有关的资产报废债务。

勘探费。与2022财年相比，勘探费用在2023财年增加了110万美元，原因是钻探我们的SSIH和A3H油井的相关费用。我们的勘探费用包括与地形、地理和地球物理研究相关的成本以及2022和2023财年的其他间接支出。

一般的和行政的。与2022财年相比，2023财年的一般和行政成本增加了110万美元，原因是新冠肺炎放宽限制后差旅增加，以及保险费上涨。我们的一般和行政费用 在2022财年和2023财年包括以下费用：与差旅、保险、办公室和行政费用有关的费用。

外币折算。外币交易使用交易日期的汇率 换算成我们的本位币。我们在2023财年确认了160万美元的外币换算收益，而2022财年则亏损730万美元，这主要是由于在截至2023年6月30日澳元相对于结束时澳元走强的一年中从Origin Energy收购了 资产。结算外币交易所产生的汇兑损益，以及按会计年终汇率折算以外币计价的货币资产和负债所产生的汇兑损益，在我们的损益表中确认。

所得税费用. 我们没有因2022和2023财年发生的运营亏损而产生的所得税支出。我们已为我们的递延税项净资产提供全额估值津贴，因为管理层已确定，在可预见的未来期间，我们极有可能赚不到足够的收入来实现递延税项资产。管理层将继续根据收入预测数据和未来税务筹划策略的可行性评估实现递延税项资产的潜力，并可能酌情记录对未来期间递延税项资产的估值 准备的调整，这可能对经营报表产生重大影响。

流动性 与资本资源

我们是一家处于发展阶段的企业，并将继续这样做，直到我们的天然气资产开始大量生产 。我们预计在生产之前不会产生任何收入

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最早到2026年，这将取决于成功的钻探结果、额外和及时的资本资金以及能否获得合适的基础设施。在此之前，我们的主要流动性来源预计将是本次发行时手头的现金、此次发行的净收益以及未来私募和公开股权配售、债务融资和资产出售的资金。

随着我们继续开发我们的天然气前景，我们预计将产生巨额费用和重大运营亏损，并且 我们：

•

完成我们目前的评估、钻探和测试计划；

•

开发和商业化我们的资产，包括开发管道、拟建的NTLNG设施和其他基础设施；

•

机会性地投资于我们目前头寸附近的额外天然气资产；

•

与上市公司运营和遵守监管要求相关的费用。

除其他因素外，我们未来的财务状况和流动性将受到以下因素的影响：勘探和评估钻井计划的成功、商业上可行的天然气发现数量、发现的天然气数量、将这些发现投入生产的速度以及勘探、评估和开发前景的实际成本。

我们估计，为了推进我们的发展计划，我们将需要在2024年的剩余时间投资约5,700万美元。我们预计，此次发行的收益，加上我们现有的手头现金和未来的融资，将足以为我们计划的钻探和测试计划提供资金，至少到2025财年结束。然而，我们可能需要比目前预期更早的大量额外资金，以便按计划执行我们的战略。我们可能会通过出售资产或公共或私人融资来寻求额外资金。我们可能无法以可接受的条款或根本不能获得额外的 资金。此外，任何融资条款都可能对我们股东的持股或权利产生不利影响。例如，如果我们通过发行额外的股本证券来筹集额外的资金，将导致我们现有股东的进一步稀释。如果我们不能及时获得资金，我们可能被要求大幅削减我们计划的一项或多项活动。我们还可能被要求通过与合作者或其他人的安排 寻求资金，这些安排可能要求我们放弃对我们的一些资产的权利，否则我们将自己开发，或拥有多数营运权益。

现金和现金等价物

下表汇总了我们在指定时期内衡量流动性的主要指标(所有美元金额均以千为单位)。

		3月31日，				6月30日，				6月30日，
		2024				2023				2022
资产负债表统计数据：
现金及现金等价物		$	25,909			$	6,426			$	18,470

截至2024年3月31日，我们拥有2590万美元的现金和现金等价物。这一余额比2023年6月30日增加了1,950万美元，原因是在扣除费用后的7,040万美元期间筹集了资金，但主要被运营支出所抵消，特别是在这九个月期间钻探了两口评估井。截至2023年6月30日，我们拥有640万美元的现金和现金等价物。这一期间的余额比2022财政年度的同一日期减少了1200万美元。这一下降的原因主要是由于与我们的运营相关的成本，特别是钻探我们的评估井。截至2024年4月30日，我们拥有1970万美元的现金和现金等价物。

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惠普可转换票据

2024年6月，我们向惠普发行了可转换票据，原始本金为940万美元。发行可转换票据是为了交换和偿还我们为运输H&P超规格FlexRig而产生的动员和相关费用^®Flex 3钻井平台从美国运往北部地区，并由我们所有全资子公司提供担保。可转换票据按年利率5.5%计提利息，按季度以现金或实物形式支付。

可换股票据为吾等的优先无抵押债务，与吾等现时及未来的任何优先债务享有同等的偿付权 ，而相对于吾等现时及未来的任何次级债务享有较高的偿付权。

关于完成真正承销的公开发行我们的普通股(A)该股票在纽约证券交易所或纳斯达克证券市场上市，以及(B)其总收益等于或大于100,000,000美元(a j符合资格的首次公开募股)，可转换票据的全部本金将自动转换为相当于以下所得商数的普通股：(A)可转换票据本金金额加上应计但未付利息，乘以(B)(I)我们普通股的每股首次公开发行价格和(Ii)0.8(普通股的该数量，转换股份)的乘积。如果我们完成并非符合资格的IPO的首次公开募股，可转换票据的持有人可以选择将其所有可转换票据转换为相当于转换股份的数量的普通股。除非与首次公开发行有关，否则可转换票据将不可转换。惠普已确认选择在本次发行完成后转换可转换票据，前提是此次发行产生的总收益至少为7500万美元。

如果可转换票据不是与首次公开发行相关的可转换票据，我们可以在首次公开发行截止日期后的任何时间全部赎回可转换票据，赎回价格相当于可转换票据的本金，另加赎回日的应计但未支付的利息。

可转换票据包含转让限制，并有与违约事件有关的惯例条款。可转换票据还授予持有人某些信息和登记权。

资本承诺

截至2024年3月31日和2023年6月30日，我们有以下五年资本承诺，这些承诺没有在综合财务状况表中确认为负债或 应付(所有美元金额均以千计)：

		3月31日，				6月30日，
		2024				2023				变化
资本承诺：
甜豆石油公司(Sweetpea Petroleum Pty Ltd.)			$23,221			$	42,465			$	(19,244	)
第161集			2,613				2,652				(39	)
Beetaloo合资企业			53,407				54,209				(802	)

甜豆承诺

截至2024年3月31日，Sweetpea承诺在接下来的五年中花费2320万美元用于两个许可证，EP 136和EP 143，总承诺为1390万美元和930万美元。

甜豌豆S目前在EP136中的五年最低工作要求包括重入一口直井，侧钻一口水平井，刺激和测试一口探井，以及2023年12月31日之前的石油资源评估。通过取消钻水平井的这一要求来改变最低工作量的申请于2023年9月1日提交给工业部，

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旅游和贸易(DITT)在此期间获得批准。EP 136的续期申请已于2023年9月28日提交给DITT，下一个勘探期限(从2024年1月至2028年12月的五年)的拟议预期工作计划承诺为1,390万美元。DITT仍在审查续期申请，在此期间，公司仍有权进行勘探。我们没有 理由相信续订不会获得批准。

Sweetpea在EP 143中规定了当前1年的最低工作要求，其中包括各种桌面评估，包括地下研究、环境评估、2D地震勘测的设计和规划以及与牧民就受监管活动进行的土地准入谈判的进展。EP的剩余承诺支出为910万美元，用于2024年5月至2028年4月期间第2至第5年的最低限度工作要求。

第161集

对于麦克阿瑟在EP 161中的工作权益，我们有义务贡献我们的那部分费用来维持我们在EP 161中的股份。根据最低工作要求，我们在2026年3月之前的承诺为260万美元。2026年3月之后，没有最低承诺要求。

Beetaloo 合资企业

Beetaloo合资企业的条款要求在2028年5月之前履行具体的工作义务。这些承诺 包括5,340万美元的预期支出，用于EP 76的五口井的钻井和多级水力压裂2,110万美元，EP 98的1,130万美元和EP 117的2,100万美元，以及地下研究。

现金流

下表 汇总了所示期间的现金流(以千为单位)：

		九个月结束3月31日，												截至六月三十日止年度，
		2024				2023				变化				2023				2022				变化
现金流量表：
用于经营活动的现金净额		$	(10,494	)		$	(11,346	)		$	852			$	(12,804	)		$	(10,011	)		$	(2,793	)
投资活动所用现金净额			(45,362	)			(97,077	)			51,715				(107,465	)			(38,746	)			(68,719	)
融资活动的现金净额			76,145				105,554				(29,409	)			106,183				23,740				82,443

经营活动中使用的现金净额

截至2024年3月31日的9个月，用于经营活动的净现金为1,050万美元，而截至2023年3月31日的9个月为1,130万美元 。在截至2024年3月31日的9个月中，用于经营活动的现金净亏损1390万美元，与折旧和摊销、股票薪酬、资产报废债务增加和汇兑差额有关的非现金调整80万美元。此外，在截至2024年3月31日的9个月中，营业资产和负债的净有利变化总额为260万美元，主要包括在截至2024年3月31日的9个月中，由于我们的支付周期的安排，应付账款和应计费用增加270万美元，贸易和其他应收账款减少20万美元，其他非流动负债增加20万美元，预付费用和其他资产增加40万美元。

在截至2023年3月31日的9个月中，用于经营活动的现金净亏损1,510万美元，与折旧和摊销、股票薪酬、资产报废债务增加和汇兑差额有关的非现金调整 为130万美元。此外，在九个方面

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截至2023年3月31日的9个月，营业资产和负债的净有利变化总额为240万美元，主要包括在截至2023年3月31日的9个月中从Origin Energy收购资产后应付账款和应计费用增加330万美元，贸易和其他应收账款增加30万美元，其他非流动负债增加20万美元，预付费用和其他资产增加80万美元。

2023财年在经营活动中使用的现金净额为1,280万美元，期间我们发生了3,220万美元的净亏损，而2022财年在运营活动中使用的净现金为1,000万美元，在此期间我们发生了960万美元的净亏损。2023财年的净亏损包括折旧和摊销的非现金影响、归类为待售资产的损失、基于股份的付款和汇兑差额。将经营活动的现金流与净亏损进行调整的调整反映了2023财年归类为持有待售资产的1260万美元的亏损，而上一财年没有亏损。这一亏损主要是由于2023财年持有的两个待售钻井平台价值减记以及570万美元的应付账款和应计费用，而上一财年为(50万美元)，主要是由于与H&P FlexRig运营有关的动员成本^®.

用于投资活动的现金净额

截至2024年3月31日的9个月，用于投资活动的净现金为4,540万美元，而截至2023年3月31日的9个月为9,710万美元。这一变化主要是由于2022年11月收购了EP 76、98和117，以及三个美国钻井平台的剩余付款，这些交易在截至2024年3月31日的9个月内没有发生。

2023财年，用于投资活动的现金净额为1.075亿美元，而2022财年为3870万美元。 这一变化主要是由于勘探和评估活动的支出增加了7370万美元，这与我们初步评估油井的钻探、完工和刺激以及完成购买美国钻井平台和其他投资有关，但这一增加被出售一个钻井平台所产生的250万美元的房地产、厂房和设备销售收入以及420万美元的政府勘探赠款收入所抵消。

融资活动的现金净额

截至2024年3月31日的9个月，融资活动收到的净现金为7610万美元，而截至2023年3月31日的9个月为1.056亿美元。这一变化主要是由于我们在截至2024年3月31日的9个月内完成了多次融资，总计7,310万美元，非控股股东贡献了1,250万美元，相比之下，在截至2023年3月31日的9个月里，我们完成了对TR Ltd.普通股的私募，总收益为8870万美元，非控股股东贡献了2,090万美元。

2023财年，融资活动收到的现金净额为1.062亿美元，而2022财年收到的现金净额为2370万美元。这一变化主要是由于2023财年发行与S公司资本募集相关的股票所得8,870万美元，而上一财年为2,500万美元，以及可归因于非控股股东与Daly Waters投资相关的贡献的2,090万美元，而上一财年则为零。

内部控制和程序

作为一家新兴成长型公司，我们目前无需遵守实施萨班斯-奥克斯利法案第404条的《美国证券交易委员会》S规则，因此无需为此对我们的财务报告内部控制的有效性进行正式评估。成为上市公司后，我们将被要求遵守实施SOX第302节的美国证券交易委员会S规则，该规则将要求我们的管理层在我们的季度和年度报告中认证财务和其他 信息，并提供关于我们财务报告内部控制有效性的年度管理报告。

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虽然我们将被要求每季度披露对我们的内部控制和程序所做的重大更改，但我们不会被要求根据SOX第404条对我们的财务报告内部控制进行首次年度评估，直到我们被要求向美国证券交易委员会提交第一份年度报告的第二年。我们将不会被要求让我们的独立注册会计师事务所 证明我们对财务报告的内部控制的有效性，直到我们不再是证券法第2(A)(19)节所指的新兴成长型公司后的第一份年度报告。请参阅 z招股说明书摘要-新兴成长型公司现状.”

在审计我们2023和2022财年的财务报表，以及审查截至2024年3月31日的九个月的未经审计的简明综合财务报表时，我们发现财务报告的内部控制存在缺陷，总体来说，这构成了一个重大弱点。我们确定，于本会计年度及截至首九个月期间，本公司存在与财务报告内部控制设计及运作不足有关的缺陷，包括：i)缺乏充分证据证明内部控制的执行情况；ii)关键会计及财务角色资源不足，导致职责分工不足；iii)缺乏管理权限及管理变更；及iv)缺乏对基于云计算的企业资源规划系统的一般控制，以及iv)根据美国公认会计原则对复杂交易进行会计处理，这些综合起来构成重大弱点。

作为我们解决这一重大弱点计划的一部分，我们正在对我们的流程和内部控制进行全面审查。我们已经实施并计划继续实施新的控制和流程。我们还将为控制所有者提供培训，以支持有效的内部控制框架，包括如何充分记录和证明内部控制的运作。最后，我们还在评估我们目前的企业资源规划系统，并考虑用新系统取代它的备选方案，以更好地支持我们的财务报告，包括任何相关的内部控制。 虽然我们已经开始实施一项计划来弥补这一重大弱点，但目前我们无法预测该计划的成功与否或我们对该计划的评估结果。如果我们的措施不足以成功弥补重大弱点，并以其他方式建立和维护有效的财务报告内部控制系统，我们财务报告的可靠性、投资者对我们的信心以及我们普通股的价值可能会受到重大和 不利影响。我们不能保证这一实施将弥补内部控制的这一缺陷，也不能保证我们的财务报告内部控制中的其他重大弱点在未来不会被发现。 我们未能实施和保持有效的财务报告内部控制可能会导致我们的财务报表中出现错误，导致我们的财务报表重述，或者导致我们无法履行我们的定期报告义务。只要我们是JOBS法案下的新兴成长型公司，我们的独立注册会计师事务所就不需要根据第404条证明我们对财务报告的内部控制的有效性。

关键会计政策和估算

管理层：S对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析是以我们的合并财务报表为基础的，这些报表是根据公认会计准则编制的。为按照公认会计原则编制财务报表，吾等须作出估计及假设，以影响于财务报表日期的若干资产、负债及与或有资产及负债相关的披露的呈报金额，以及报告期内呈报的收入及支出金额。以下关键会计政策与编制综合财务报表时使用的更重要的估计和假设有关。

天然气属性的核算

我们处于勘探阶段，尚未从我们的业务中实现任何收入。我们根据地理和地质属性将我们的EP划分为感兴趣的区域。我们使用成功努力法来核算每个感兴趣的领域发生的支出。根据这一方法，所有一般勘探和评估成本，如地质和地球物理成本 均按已发生费用计入费用。的直接成本

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获得探矿权、钻探探井和评估钻探结果作为勘探和评估资产(作为未探明资产的一部分)资本化，以待确定油井是否成功。如果一口井没有成功发现，以前资本化的成本立即被计入费用。

天然气性质的减值

经批准进行商业性开发的项目，勘查评估资产归类为开发资产。生产开始后，开发资产将 转移到物业、厂房和设备，并使用生产单位基于已探明开发储量估算的方法。

共同利益活动

本公司与其他实体共同进行S的部分勘探、开发及生产活动，双方对各项资产拥有不可分割的权益，并按比例对该等安排范围内的各项负债承担责任。本公司已确认与该等安排有关的资产、负债、收入及开支的比例份额。这些已纳入合并财务报表的适当分类 。

资产报废债务

我们的资产报废义务主要包括根据各自环保计划的要求以及适用的地方、州和联邦法律，与天然气资产的封堵、拆除、拆除、场地复垦和类似活动相关的估计未来成本。ARO负债的折现公允价值必须在产生该负债的期间确认，相关资产报废成本作为相关长期资产的账面成本的一部分进行资本化。确认ARO需要管理层作出许多假设，如估计的结算概率、金额和时间；将使用的信贷调整后的无风险利率；通货膨胀率；以及未来的技术进步。在首次测量ARO之后的一段时间内，我们认识到逐个周期因时间流逝和对未贴现现金流的原始估计数的时间或金额进行修订而导致的负债变化。由于时间流逝而增加的ARO负债会影响作为增值费用的净收入。相关资本化成本，包括其修订，在相关资产的生命周期内通过折旧和摊销计入费用。

诉讼和环境意外情况

在正常的业务过程中，我们有时可能会受到索赔和法律诉讼的影响。管理层不认为此类 事件的影响会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们受到广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束，这可能会对我们的运营产生实质性影响。这些不断变化的法律规定了物质排放到环境中，并可能要求我们消除或减轻在不同地点处置或释放石油或化学物质对环境的影响。

在我们收购现有资产时，我们可能不知道在运营该等资产期间采取了哪些环境保障措施或与该等资产相关的环境负债。

我们保持全面的保险范围，我们认为该保险范围足以减轻与这些风险相关的任何不利财务影响的风险。但是，如果确定存在与任何环境清理、补救或恢复有关的责任，则纠正此类违规行为的责任仍可能落在我们身上。我们没有提出任何索赔，也不知道我们可能承担任何责任，因为它涉及任何实质性的环境清理、补救、恢复或实质性违反任何与此相关的规则或规定 。

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环境支出根据其未来的经济利益进行支出或资本化。与过去经营造成的现有状况有关、没有未来经济利益的，计入已发生的费用。非资本性质支出的负债在环境评估和/或补救措施可能发生时入账，且成本可以合理估计。

所得税

所得税记在资产负债 方法。当现有资产和负债的账面金额及其各自的税基与营业亏损和税项抵免结转之间存在差异，并在未来的税务后果中确认时，递延税项资产和负债就会出现。递延税项资产及负债按制定税率计量，预期适用于预计收回或结算该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。在损益中确认的当期所得税是按报告日制定的适用所得税税率计算的应税收入的应付或应收税款。当期税务负债或资产按预计应向有关税务机关支付或追回的金额计量。

在评估递延税项资产变现的可能性时，管理层会考虑是否更有可能全部或部分递延税项资产不会变现。我们为不被认为更有可能变现的递延税项资产提供估值准备金。递延税项资产的估值取决于(其中包括)我们产生足够的未来应纳税收入水平的能力，在估计未来应纳税收入时，我们在评估时考虑积极和消极的证据。如果我们对未来应税收入或税收策略的估计 在未来任何时候发生变化，我们将对我们的估值免税额进行调整。记录这样的调整可能会对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。

与时间差及未用税项亏损有关的递延所得税只会在可能有未来税项 利润可用来抵销递延税项资产利益的情况下才予以确认。

基于股票的薪酬

我们根据奖励的估计公允价值计量和确认与我们的基于股份的薪酬相关的薪酬支出。奖励的公允价值在授予日计量，并确认为S奖励归属期间的费用。授予的股票期权的公允价值是使用布莱克-斯科尔斯模型(对于根据服务条件授予的奖励)或蒙特卡洛期权定价模型(对于基于市场条件授予的奖励)进行估计的。这些模型中的每一个都包括授权日的股价、行权价格、权利期限、标的股份的预期价格波动、预期股息收益率和权利期限的无风险利率。蒙特卡洛模型还纳入了基于概率的市场状况的价值影响。

近期会计公告

有关最近的会计声明、采用这些声明的时间以及我们对其对我们财务状况和经营业绩的潜在影响的评估(如果我们已经做出了评估)，请参阅本招股说明书中其他部分包含的重要会计政策摘要。

新兴增长 公司状况

《就业法案》第107节规定，新兴成长型公司可以利用1933年《证券法》第7(A)(2)(B)节规定的延长过渡期来遵守新的或修订的会计准则。换句话说，新兴成长型公司可以推迟采用

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某些会计准则，直到这些准则适用于私营公司。我们打算利用所有降低的报告要求和豁免，包括 根据《就业法案》第107条采用新的或修订的财务会计准则的较长分阶段期限，直到我们不再是一家新兴成长型公司。如果我们随后选择 而不是遵守这些上市公司生效日期，则根据《就业法案》第107条，此类选择将不可撤销。

关于市场风险的定量和定性披露

商品价格风险

如果我们开始生产，我们将面临天然气生产价格的市场风险敞口。定价主要由适用于澳大利亚以及东亚和南亚的现货市场价格推动。天然气和NGL的定价在历史上一直不稳定和不可预测，我们预计这种波动将在未来继续下去。我们将收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素，包括销售点的产品价格与适用的指数价格之间的差异的波动性。

由于商品价格的历史波动性，我们未来可能会签订各种衍生工具，以管理我们对商品市场价格波动的风险敞口。我们可以使用期权(包括下限和项圈)和固定价格掉期来缓解大宗商品价格下跌对我们 现金流的影响。所有合同都将以现金结算，不需要交付实物卷来满足结算要求。虽然在大宗商品价格较高的时期，这一策略可能会导致我们的现金净流入低于如果我们没有使用这些工具的情况下的现金净流入，但管理层相信，这种策略的风险降低收益将超过潜在成本。

外币风险

我们的 财务结果以美元报告。由于我们的功能货币是澳元，我们面临着外汇风险，主要是美元，这是我们获得大部分收入和产生许多费用的货币。截至2023年6月30日，我们710万美元现金和现金等价物中有90%是以美元以外的货币计价的。我们历史上没有使用过金融衍生品，我们努力通过自然对冲来实现风险缓解。这些自然对冲可能包括维护美元银行账户和我们未来可能有重大风险敞口的任何其他货币的银行账户，以促进以这些 货币结算发票。

利率风险

截至本招股说明书发布之日，尚无重大利率风险敞口。我们可以通过产生利率风险的固定利率和可变利率债务工具进行借款。我们借入固定利率或浮动利率债务的目的，是在满足资本要求的同时，将资本成本降至最低。

交易对手和客户信用风险

如果我们开始生产，我们将向有限的客户出售我们的天然气。如果我们的任何重要客户 出现信用或财务问题，导致无法购买天然气，可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，如果我们的任何重要供应商、合资合作伙伴或战略合作伙伴出现财务问题或运营延迟，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

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工业

石油、天然气和天然气液体的生产在澳大利亚S目前的经济中起着至关重要的作用。澳大利亚是能源净出口国，约四分之三的国内天然气产量用于出口。与美国等其他大宗商品出口国相比，澳大利亚和S毗邻南亚和东亚等大型增长经济体，特别是印度和中国，提供了物流优势和往往更高的大宗商品价格。澳大利亚的S作为发达的经合组织经济体，也使石油和天然气行业的参与者能够吸引资本投资、熟练劳动力和技术。这种建立在自然资源出口基础上的政治和经济稳定和经济安全的双重吸引力创造了一个有吸引力的投资司法管辖区。根据澳大利亚政府外交和贸易部的数据，2022年，天然气是澳大利亚第三大出口产品，2022年日历年价值超过900亿澳元。

澳大利亚天然气和天然气液体储量

澳大利亚的S碳氢化合物储量偏重于天然气。根据澳大利亚地球科学公司的数据，截至2021年12月，澳大利亚已探明的天然气储量和可能的天然气储量约为19,439 mm boe，其中74%为常规天然气储量，26%为非常规天然气储量，按产量计算，澳大利亚是世界第七大天然气生产国。

澳大利亚地球科学使用石油资源管理系统颁布的定义，根据该定义，已证明的储量是 具有合理确定性的储量，这意味着对产量将被开采的高度信心，而已证明的储量是被定义为“不太可能被开采，但比已证明的储量更有可能被开采，而'可能的储量比已证明的储量更有可能被开采。“””这些定义与我们和SEC使用的”“”“”查看风险因素与我们的业务和行业相关的风险——估计已证实和可能储量的数量存在许多不确定性，并且任何 此类估计可能不准确。”

以下是澳大利亚主要石油和天然气盆地以及关键液化天然气项目的地图 ：

资料来源：《澳大利亚：天然气转让定价安排回顾》(2023年)。

据澳大利亚地球科学公司称，约93%的常规天然气资源位于西北大陆架，北卡纳冯盆地、Browse盆地和波拿巴盆地生产的天然气为七个液化天然气项目(Gorgon、Wheatstone、西北大陆架、冥王星、Prelude、Ichthys和Darwin)以及国内市场提供原料。这些数字仅反映了常规储量和海上发现的储量，不包括Beetaloo。Beetaloo是一个非常规天然气盆地，尽管迄今为止的结果很有希望，但Beetaloo尚未登记任何有意义的储量。

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下图显示了澳大利亚和S天然气总产量的来源，单位为PB焦耳，以及在2022年期间的消费情况。

注：由于四舍五入的原因，组件的总和可能不会。天然气发电厂包括其他经济部门的一些发电。

来源：DCCEEW(2023)澳大利亚能源统计.

澳大利亚国内天然气市场

从历史上看，澳大利亚国内天然气市场由三个独立的地区市场组成，根据天然气生产盆地和供应天然气的管道划分开来，其中包括：

•

东海岸家用天然气市场：东海岸国内市场包括澳大利亚东部的S和南部的州和地区(包括昆士兰、新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州、塔斯马尼亚州和澳大利亚首都地区)，这些州和地区通过单一的天然气电网连接在一起。2022年，东海岸的天然气消费量约占国内天然气消费量的51.3%。目前供应这一市场的天然气盆地约占澳大利亚S天然气储量的三分之一。

•

北领地国内市场：北领地市场是澳大利亚S最小的 国内市场，占2022年国内天然气消费量的6.9%。北领地天然气市场于2019年连接到东海岸市场，当时北方天然气管道在北领地Tennant Creek和Mt.昆士兰的伊萨。在此之前，这些市场之间没有互联互通。北领地使用的大部分天然气由海上BlackTip气田和陆上Mereenie气田/凝析气田供应。最近，该领土最大的供应商BlackTip的产量有所下降，在2023年的评估计划之后，无法恢复到历史水平。这为坦博兰提供了直接的国内机会。

•

西海岸家用天然气市场：2022年，西海岸国内市场占国内天然气消费量的41.8%。西海岸市场的需求主要由采矿作业等工业用户推动。

液化天然气出口的增长导致天然气价格上涨，并引发了国内天然气短缺的担忧，尤其是在澳大利亚东海岸。

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东海岸天然气市场综述

过去十年，昆士兰州格拉德斯通的三个液化天然气出口终端(GLNG、APLNG和QCLNG)的开发对东海岸天然气市场国内天然气供应的竞争格局产生了重大影响。在这些设施上线之前，国内生产商已在昆士兰钻探了大量煤层气井，以满足预期需求，从而将国内消费者的现行市场价格降至每立方米约3澳元。然而，在这些设施上线并开始出口天然气后，国内消费者看到价格上涨了3-5倍，短缺的风险变得普遍。

下图显示了澳大利亚电力市场运营商S(AEMO)对澳大利亚所有州(西澳大利亚州除外)的天然气消费预测，该预测按消费者类型细分，显示在预测的2042年期间，国内天然气产量的绝大多数将作为液化天然气出口，导致东海岸潜在的供应短缺。天然气发电的潜在增长可能会加剧这些供应短缺。

实际和预测的天然气年总消费量，所有行业，协调的阶跃变化(1.8°C)

注：《2022年GSOO》没有将北领地列为参与GSOO的管辖区。北领地 从2020年起和2023年的预测都包括在实际天然气消费量中。资料来源：实际和预测天然气年总消费量，所有行业，协调阶跃变化情景(1.8摄氏度)， 2016-42(PJ)，AEMO，天然气机会说明书，2023年3月。

东海岸天然气市场定价

相对于其他经合组织国家，澳大利亚的天然气价格一直居高不下。大多数国内天然气通常是按照固定价格与通胀挂钩的合同销售的。天然气现货价格反映了在特定时间供应市场的特定输气点天然气的供需平衡。由于可用于现货销售的数量通常较小，批发价可能会波动，并且可能是潜在天然气供需基本面的不可靠指标。

自2015年昆士兰开始出口液化天然气以来，东海岸国内天然气批发价格一直与液化天然气净回笼价格基本一致，后者的定义是液化天然气卖方收到的价格减去液化和向买方运输天然气的成本(瓦伦比利亚是昆士兰主要的天然气供应中心)。东海岸液化天然气设施产能过剩，因此东海岸市场的任何天然气供应过剩都有可能通过现货液化天然气销售进入亚洲液化天然气市场，有助于稳定价格。

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下表显示了2022年和2023年澳大利亚东海岸生产商和零售商之间的国内天然气价格：

东海岸天然气市场天然气商品价格(2024美元/GJ)

资料来源：ACCC天然气询价2017-2040年东海岸天然气市场中期更新2023年12月

下表显示了2016年1月至2023年10月的液化天然气净回笼价格和瓦伦比利亚价格：

液化天然气净额和瓦伦比利亚价格(澳元/GJ)

资料来源：2017-2030年ACCC天然气询价的液化天然气净回笼价格数据，液化天然气净回笼价格系列(2023年10月)；来自澳大利亚能源监管机构的瓦伦比利亚 价格数据，瓦伦比利亚天然气供应中心的交易量和管道的VWA价格。

东海岸天然气市场供需缺口

这些市场基本面表明，可用于充分利用现有液化天然气产能和满足预计国内能源需求的可识别天然气短缺。

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正如在《2023年S全球采购报告》中强调的那样，预计需要新的供应选择以满足从2027年到预计期间结束的需求，2027年的供应缺口预计在0 mm boe至1.96 mm boe之间，具体取决于天气条件。根据AEMO S的评估，为了保持充足的国内供应，从2027年起，原本将由合同约定用于液化天然气出口的天然气供应将被要求转向国内消费者，这反过来将导致液化天然气供应短缺，这将需要开发新的供应方案。

下图说明了这一基本供应缺口，包括天然气从液化天然气出口转向东海岸的假设。

南部地区规划的年度充分性(1.8°C)情景，现有的、承诺的和预期的发展，2023-42(PJ)

来源：AEMO，2023年天然气机会声明。

除液化天然气外，未来10到15年内供应澳大利亚东部天然气市场的潜在额外国内天然气来源包括昆士兰的额外煤层气(CSG)、新南威尔士州的CSG、北领地/昆士兰的Beetaloo/McArthur页岩和南尼科尔森页岩。此外，几家国内能源供应商已提议在东海岸建设液化天然气再气化终端，这将使额外的供应能够从北澳大利亚出口商或海外的液化天然气货物中获得。值得注意的是，这些进入东海岸市场的合同不受联邦政府价格上限的限制(请参阅企业对环境问题的关注和监管)，这支持了这些项目的可行性。尽管到目前为止，所有液化天然气再气化终端项目都因设备供应和监管批准而被推迟。

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东海岸天然气市场基础设施

下图为澳大利亚东海岸天然气市场基础设施S：

资料来源：DISR国家天然气基础设施计划中期报告2021年。ACCC天然气询价2017-2040年东海岸天然气市场中期更新 2023年12月。

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东海岸输电管道系统是一个覆盖昆士兰、新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州、塔斯马尼亚州和澳大利亚首都地区的互联电网。近年来，东海岸电网中的大多数输电管道都是双向的，这意味着昆士兰生产的天然气可以在塔斯马尼亚使用，澳大利亚南部生产的天然气可以输送到格拉德斯通出口。这种互联互通使天然气交易的安排更加灵活，从而使天然气能够在需要的地方供应。

北领地有AGP，它将艾利斯斯普林斯附近阿马迪乌斯盆地的天然气输送到达尔文。北领地的北部天然气管道将其气田连接到东海岸网络，将AGP连接到昆士兰州伊萨山附近的卡奔塔里亚管道。

液化天然气产业

液化天然气是指将天然气冷却至低于零下260华氏度(-161.5摄氏度)，并转化为液体，其大小是其原始大小的1/600，以使其能够通过航运有效地运输到进口目的地，在那里重新气化以供使用。从历史上看，液化天然气的最大客户是中国、日本、韩国和台湾等北亚大型经济体，这些经济体使用天然气发电和各种工业流程，但国内天然气供应有限。

自俄罗斯入侵乌克兰以来，液化天然气对欧洲具有新的意义，因为它是来自俄罗斯的天然气的替代来源，历史上一直通过管道输送到欧洲。俄罗斯入侵乌克兰和最近的其他地缘政治事态发展突显了确保可靠能源供应对能源进口国的重要性，从可靠的出口国进口液化天然气可能是能源安全的关键贡献者。

根据EIA和Cedigaz的数据，2022年全球液化天然气贸易量创下历史新高，平均为388百万吨/年，比2021年增长5%。国际能源署(IEA)预测，2021年至2025年期间，全球液化天然气贸易将以略低于4%的年均增长率增长至437 Mtpa。国际能源署预测，随着欧洲国家试图减少对俄罗斯天然气的依赖，欧洲的液化天然气进口将在此期间增长51%(或39Mtpa)，而亚洲同期的进口将增长11%(或29Mtpa)。

澳大利亚液化S天然燃气业

2022年，澳大利亚是全球最大的液化天然气出口国，S超过卡塔尔。鉴于澳大利亚S与亚洲主要市场的地理位置相对接近，亚洲能源需求仍将是澳大利亚S液化天然气行业的主要驱动力。2023年，按价值计算，日本是澳大利亚液化天然气的最大出口目的地(占澳大利亚液化天然气出口额的37%)，其次是中国(22%)和韩国(20%)。

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下图显示了2022年全球最大的液化天然气生产商S：

2022年按出口市场划分的液化天然气出口和市场份额(百万吨)

资料来源：国际天然气联盟2023年世界液化天然气报告

今天，澳大利亚有三个地理上分开的液化天然气出口枢纽：格拉德斯通、达尔文和西北大陆架。西北陆架和达尔文LNG出口终端历来由海上常规气田供应，而格拉德斯通的三个LNG出口终端既有常规来源，也有非常规来源(即煤层气)。

澳大利亚北部现有的和计划中的液化天然气出口终端与亚洲市场的地理位置相对接近，这为北领地运营商提供了相对于目前中东和美国的液化天然气供应商的竞争优势。例如，液化天然气可以在不到四天的时间里从达尔文运往新加坡，在六天内运往中国和日本。来自中东的货物必须通过红海运输，而来自美国的货物必须绕过非洲南角或通过巴拿马运河运输，所有这些都往往会导致延误或成本上升。将液化天然气从达尔文运往日本的成本比从卡塔尔运输液化天然气的成本低约40%。此外，从历史上看，某些南亚和东亚地区市场的现货价格明显高于Henry Hub的现货价格。例如，在截至2023年的日历年度内，向Henry Hub交付的天然气现货价格平均为每MMBtu 2.54美元，而同期JKM连续液化天然气期货价格平均为每MMBtu 14.45美元。

最近的策略更新

暂停某些 从美国出口液化天然气的授权

2024年1月，拜登政府宣布暂停美国能源部S(DOE)对尚未与美国签订自由贸易协定(FTA)的国家(所谓的非FTA国家)出口液化天然气授权申请的审查。 暂停将持续到能源部可以使用更新的数据更新授权的基础分析，以考虑消费者和制造商的潜在能源成本增加或对温室气体影响的最新评估。预计暂停不会影响已经获得授权的液化天然气出口，但可能会对美国液化天然气出口商的运营产生实质性影响。

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澳大利亚国内天然气安全机制

2017年，为应对国内市场天然气供应短缺的严重风险，澳大利亚联邦政府建立了澳大利亚家庭天然气安全机制(ADGSM)。ADGSM允许澳大利亚资源部长S限制液化天然气出口，前提是部长有合理理由相信，除非出口受到控制，否则澳大利亚消费者将不会有足够的天然气供应，而液化天然气出口将导致供应不足。2023年4月，对ADGSM进行了多项改革，包括联邦政府现在可以考虑是否按季度而不是每年激活ADGSM。截至今天，ADGSM尚未激活。

价格上限/ 强制性行为守则

为了应对国内天然气价格居高不下的时期，主要是由于燃煤发电表现不佳，发电厂对天然气的需求异常高 ，2022年12月，联邦政府对东海岸和北领地天然气生产商与商业和工业用户之间新的天然气批发供应协议实施了每千兆焦耳12.00澳元的价格上限，为期12个月。2023年7月，政府出台了一项针对天然气生产商的强制性行为准则，其中包括将价格上限 至少延长至2025年7月，但须遵守一系列豁免，旨在激励以合理条件向国内市场提供额外供应。政府已经为工业生产商和坦博兰等新天然气项目的运营商提供了几项豁免。坦博兰已经申请并获得豁免，不受天然气价格上限的限制。

碳保障机制

自2023年7月1日起，联邦政府对澳大利亚S进行了改革国家温室气体和能源报告(保障机制)规则2015年(Cth)(保障机制)，对每年排放超过10万吨二氧化碳-e的设施设定排放限制(称为基线)。这些改革包括一项要求，一旦超过10万吨二氧化碳-e触发量，Beetaloo的所有排放都必须抵消。有关更多信息，请参见企业与环境事项及监管.”

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生意场

概述

我们是一家处于早期阶段、以增长为导向的独立天然气勘探和生产公司，专注于以综合方式开发位于澳大利亚北领地的Beetaloo天然气资源的商业开发。我们和我们的工作利益合作伙伴拥有约470万英亩的EPs(坦博兰为190万英亩净面积)，目前是Beetaloo最大的种植面积所有者。我们相信天然气将在向更清洁能源的过渡中发挥重要作用，并致力于通过在Beetaloo开发净零排放范围1和2的天然气商业生产来支持全球能源过渡。

公司历史与公司重组

TRLtd.成立于2009年，总部设在澳大利亚悉尼。此前，我们在北领地、南澳大利亚州、西澳大利亚州、北爱尔兰、爱尔兰共和国和博茨瓦纳的EPs和应用程序中持有权益。乔尔·里德尔于2013年成为董事董事总经理兼首席执行官，公司选择专注于北领地，并放弃或剥离了在其他司法管辖区的勘探权利。TRLtd.随后于2021年7月将其普通股纳入澳交所的正式报价。

我们于2023年10月3日在特拉华州注册成立，目的是进行公司重组。根据《澳大利亚公司法》第5.1部分下的法定安排计划，我们收到了tr有限公司所有已发行和已发行的股份。该安排方案在2023年12月1日举行的股东大会上获得了tr有限公司股东的批准。在股东批准后，该安排方案于2023年12月6日获得澳大利亚联邦法院的批准。

根据公司重组，吾等向TR有限公司的股东发出一项棋牌存托权益，以换取TR有限公司的每股普通股。此外，吾等修订各项未行使购股权的条款，以收购TR Ltd.的普通股，使将于TR Ltd发行普通股的购股权持有人的权利改为将于 公司发行的CDI的权利。我们为我们的CDI维护一个ASX列表，每个CDI代表1/200的受益所有权^这是我们普通股的一部分。CDI的持有者可以在ASX交易他们的CDI。完成公司重组后，本公司成为本公司的全资附属公司。

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Beetaloo

Beetaloo的面积约为700万英亩(10,800平方英里)，据信蕴藏着大量的非常规天然气资源，其地质特性据信可与美国东北部阿巴拉契亚盆地马塞卢斯页岩中的发现相媲美。Beetaloo是北领地大麦克阿瑟盆地的一个构造组成部分，位于北领地达尔文东南约300英里处。下图显示了Beetaloo的位置：

Beetaloo位于大麦克阿瑟盆地，在结构上分为三个地理区域和两个主要构造高点。南北走向、构造复杂的Daly Waters拱门(西)和构造良性的阿诺德拱门(东)将该地区划分为三个主要的沉积中心，从西到东分别称为Sever次盆地、核心区和OT Down次盆地。

北领地拥有该管辖范围内的所有石油资源，包括陆上和沿海水域。北领地工业、旅游和贸易部管理和管理这些地区的石油许可证期限和活动，包括天然气资源勘探和开发许可以及石油和天然气设施和传输管道的建设和运营许可证。

Beetaloo的历史E&P活动

1984年，太平洋石油天然气公司(POG)的子公司CRA Explore在确定地层井中存在活石油的基础上，收购了Beetaloo核心以北的面积，并进行了地质填图，证明至少存在一个正常运行的石油系统。POG随后在Beetaloo核心更南端获得了许可证，从1987年到1993年，在Beetaloo核心附近钻探了12口井，多次穿透了元古界Roper群、Velkerri组(Velkerri)和Velkerri内富含有机页岩的主要生油岩。在此期间，POG还完成了对一些地区的二维地震勘探。

早期以常规 构造为目标的钻探取得了有限的成功，但这些早期的井确实证实了Velkerri(后来被命名为Amungee段)有机富集岩的范围。最终，POG退出了所有许可证，在20世纪90年代剩余的时间里，运营商对Beetaloo的兴趣减弱了。Sweetpea公司相信Beetaloo仍然是一个经济上可行的钻探地点，

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，并相应地申请了POG和S之前许可覆盖的许多相同地区的环境保护计划。

Sweetpea后来于2020年7月被TRLtd.收购，该公司收集了超过400英里的2D地震数据，然后于2007年钻探了第一口井--Sherandoah 1井，深度约为5,000英尺，最终被搁置。2009年，Falcon最终成为甜豌豆勘探许可证中的四个(EP 76、98、99和117)的运营商。2009年，Falcon 重新进入深井Sherandoah 1(深井更名为Sherandoah 1A)，深度约为8,900英尺，并于2011年在澳大利亚完成了页岩气目标的首次水力压裂增产，并成功地对Velkerri的Amungee成员内的两个区带和Kyalla的一个区带进行了流动测试。

2011年，猎鹰与赫斯公司(Hess Corporation)合作，作为第76、99、98和117号EPs的农民。Hess-Falcon合资企业在2011年和2012年收集了超过2000英里的2D地震数据。

随后与Sasol的合资企业（Beetaloo Joint Venture）于2015年和2016年钻探了四口关键井;三口垂直井 （Kalala S-1、Amungee NW-1（A1 V）和Beetaloo W-1）和一口水平井（Amungee NW-1 H（ A1 H）），来自A1 V垂直评价井。”““垂直井全部穿透了Amungee成员最古老的远景层段A页岩，直到最年轻、最浅的C 页岩。

Beetaloo W-1井是在之前的关键路口以南约60英里处钻探的。 Beetaloo合资企业随后于2015年和2016年钻探、完工和测试了A1 H井，提供了Beetaloo该部分内蕴藏大量可移动天然气的证据，并将Amungee地区作为进一步评估的目标 。

2014-2015年间，Pangaea Resources还采集了2D地震数据，并在Beetaloo的最西端 钻探了多口井。Pangaea Resources在这一地区钻探的油井证明了Amungee成员在核心以西的连续性，尽管比TanumBirini-1(T1V)井浅得多。

大约在同一时间，TRLtd.将EP161的75%外包给了桑托斯。2014年，Santos在Beetaloo最深的地方之一，非正式地被称为OT Down子盆地，将t1V井 钻入了近13,000英尺的深度。T1V井提供了一个新的东部地层控制点，并证明了Velkerri的Amungee段烃源岩性质的连续性。

2016年9月14日，NT政府宣布暂停陆上非常规油藏的水力压裂，包括使用水力压裂进行勘探、开采和生产。因此，在2016至2020年间，在北领地开展了对陆上非常规油气藏水力压裂的独立科学调查，因此在Beetaloo开展的活动很少。然而，自2020年以来，EP 161和Beetaloo合资企业再次活跃起来，关键油井的钻探 进一步证明了Velkerri的潜在商业价值。

我们在Beetaloo的资产

我们目前持有6个EP和1个EP(A)的权益，所有这些都是彼此毗连的，位于澳大利亚北领地的Beetaloo。我们的主要资产是(I)EP 161中25%的非营运营运权益，(Ii)我们为营运商的EP 76、98及117中38.75%的营运权益，以及(Iii)我们为营运商的EP 136、143及EP(A)197中的100%营运权益。我们拥有总占地400万英亩(净额150万英亩)的环保项目至TB1、EPs 76、98和117的50%权益。Beetaloo的最深处，以及我们的战略近期重点是EP76、98、117、136、143和161所涵盖的区域。

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以下是截至2024年3月31日，我们拥有权益的未开发英亩总面积和净面积的摘要，以及相关许可证的到期日。我们所有的土地都是未开发的。我们认为我们所有的种植面积都是未开发的，因为即使我们将我们的一口评估井归类为生产井， 种植面积也没有被分配或分配给这种井。

勘探许可证		总英亩/净英亩		到期日
第76集		346,700 / 134,346		2028年5月30日
第98集		2,312,262 / 896,000		2028年5月30日
第117集		1,380,864 / 535,085		2028年5月30日
第136集		207,000 / 207,000		待定延期
第143集		512,000 / 512,000		2028年3月4日
第161集		512,000 / 128,000		2026年3月20日
EP（A）197		192,000 / 192,000		不适用

我们的资产由下面Beetaloo地图中的彩色区域描绘，西部Beetaloo最深的 核心区域（深蓝色）是我们开发的重点：“

在过去三个财年，我们参与了六口评价井，其中四口我们作为 操作员钻探：

井名

运算符

非操作员

探索许可证

日期钻孔

坦博兰 劳作 利息

塔努姆比里尼#2（T2 H）“

桑托斯

坦博兰

161

2021年5月

25

%

塔努姆比里尼#3（T3 H）“

桑托斯

坦博兰

161

2021年8月

25

%

特立独行1V（M1 V）“

坦博兰

不适用

136

2022年8月

100

%

Amungee NW-2 H（ðA2Hð）

坦博兰

DWE和FOG

98

2022年11月

38.75

%

谢南多亚南部1H(SS1H)

坦博兰

DWE和FOG

117

2023年8月

38.75

%

Amungee NW-3H(A3H型)

坦博兰

DWE和FOG

98

2023年9月

38.75

%

98

截至2024年3月31日，我们运营着四口天然气田（约2.2口净天然 气田），并且是两口天然气田（约0.5口净天然气田）的非运营合作伙伴。在过去三个财年中，作为运营商，我们钻探了一口天然气井（约为净0.4口），我们认为该井目前具有生产力，即SS 1 H。作为操作员，我们还钻探了三口总井（净井数约为1.8），并作为非操作员参与了两口总井（净井数约为0.5）的钻探，我们目前认为这两口井不具有生产力。我们在过去三个财年钻探的井 都不是开发井。我们于2023年12月成功完成了SS 1 H井的增产计划，该井目前正在接受流动测试。A3 H井能够进行刺激，但 目前正在钻探，但尚未完工。没有更多井正在或等待完工。

勘探许可证76、98及117

于2022年11月9日，由TR West(我们的全资附属公司)及Daly Waters各占50%股权并受合资企业及股东协议管辖的实体TB1完成收购EP76、98及117的77.5%营运权益，预付现金代价为6,000万澳元，外加未来生产专利权使用费，为吾等提供各该等EPs不可分割的50%(即38.75%营运权益) 。猎鹰石油天然气澳大利亚有限公司持有剩余22.5%的非运营工作权益。TB1的经营和管理受合资企业和股东协议的约束。参见 EPS 76、96和117 合资企业和股东协议？有关管理TB1的协议的实质性条款的说明。

收购完成后，我们成功地钻探了EP 98许可证中的A2H井并下了套管。这口井在38天内达到了大约12,700英尺的总深度(钻探到总深度)。该井在中韦尔克里B页岩的目标地层内包括一段约4200英尺的水平段。A2H井在约8,000英尺(垂直深度)处与地层相交，在地层中遇到了大量天然气显示，与钻探前的预期一致。

A2H井是Beetaloo地区第一口以中Velkerri B页岩为目标的井，钻探和套管为5-¹⁄₂英寸外壳。我们认为，这是放置高强度刺激的最佳套管尺寸，可与现代美国非常规钻井设计相媲美。我们在2023年3月成功完成了一项刺激计划。在中Velkerri B页岩内约3,350英尺的水平区段 上成功地模拟了总共25个阶段。

2023年3月，我们与银城钻井公司签订合同，承接A2H井的完井作业，包括安装生产油管。安装生产油管的作业已于2023年4月下旬完成，并重新打开油井，为开始流动测试做准备。

2023年6月，我们公布了A2H的中期业绩。对从油井中回收的流体进行建模和独立第三方分析，确定了渗透率降低的潜在区域，或水污染导致的天然气和水流动受阻的皮肤。2023年6月下旬，该井的流量为0.83MMcf/d，前50天的平均流量为0.97MMcf/d。该油井于2023年7月关闭，为潜在的补救活动做准备，但仍需获得合资企业的批准。

2023年7月初，惠普和S签署了FlexRig^®在EP 117中韦尔克里B页岩被成功地动员到SS1H 井位置。我们于2023年8月初开始钻探SS1H井，并与一段295英尺长的中Velkerri B页岩相交。这是Beetaloo矿藏中心迄今发现的最厚的中Velkerri B页岩区段。该井的测井还显示了优质的中Velkerri B页岩，并显示了强烈的干气。中Velkerri B页岩地层的测井还表明，与偏移井相比，孔隙度和含气饱和度更高，这与美国阿巴拉契亚盆地的Marcellus页岩一致。2024年2月，SS1H在中Velkerri B页岩内1,644英尺的10级模拟长度 上提供了3.2MMcf/d的IP30流量，3.0MMcf/d的IP60流量和2.9MMcf/d的IP90流量。SS1H中的IP30流量约为19.5 MMcf/d，IP60流量约为18.4 MMcf/d，IP90流量约为17.8 MMcf/d。

99

于SS1H的钻探活动期间，本公司完成其根据与猎鹰订立的农地协议(定义见下文)的资本承诺，以赚取77.5%的营运权益(各占38.75%)及EP 76、98及117许可证的经营权。Falcon选择为他们在SS1H和A3H钻探活动中22.5%的持续成本提供资金。2024年3月4日，拥有剩余22.5%资产权益的Falcon将其在Beetaloo Joint Ventures SS2和2024年钻探计划中的两口油井的参与度限制为5%。2024年钻井计划中的两口井将在新的SS2井垫周围创建两个总占地51,200英亩的DSU。总面积为51,200英亩，可容纳23个井垫，按每个井垫钻6口井计算，总共可容纳138口井。我们相信，这两个动态水井将足以容纳与谢南多南试点项目相关的所有油井，以及未来开发阶段的100多口油井。2024年3月21日，塔塔一号油井运营商同意获得猎鹰石油公司S的权益，使S公司在第二油气田和2024年钻井计划中的两口油井的工作权益至少增加到47.5%。2024年6月30日之后，TB1运营商将为SS2以高达375万澳元(净额187.5万澳元)的价格运输猎鹰。有关TB1运营商和猎鹰之间的Beetaloo联合运营协议的更多信息，请参见与开发我们的资产有关的协议-猎鹰协议.”

2023年9月，我们开始在与A2H井相同的井垫上钻探A3H井，以跟进早先的钻探结果。这口井在不到18天的时间里成功钻井，是迄今为止在Beetaloo使用水平段钻井最快的一口井。这些活动比较浅的A2H井快20天完成，成本降低约30%， 证明了H&P FlexRig®钻探效率的提高。A3H井能够被激发，但目前正在钻探，尚未完成。

Daly Waters Royalty持有从EP 76、98和117最初获得批准的土地生产的2.3%的石油。

EP 76将至少有效至2028年5月30日; EP 98将至少有效至2028年5月30日;且 EP 117将持续有效至2028年5月30日。

勘探许可证161

EP 161是一个多边形区域，横跨南北，宽度不同，总面积约为250万英亩（4，000平方英里）。我们估计EP 161（位于Beetaloo东部）的潜在球道面积约为512，000英亩（800平方英里）。我们通过全资子公司Tamboran（McArthur）Pty Ltd持有EP 161 25%的非经营性工作权益，桑托斯作为运营商持有剩余75%的工作权益。根据我们与Santos QNT的联合运营协议，我们必须按比例缴纳 支出，以维持我们在EP 161中的权益。

2019年第四季度，t1V直井 成功实施压裂吞吐和试流。？发现宣言已于2019年12月19日提交给NT政府，并于2020年4月被NT政府接受。2020年，对EP 161进行了130天的流量测试，流量超过1.2MMcf/d，稳定在0.4MMcf/d，降幅最小。由于以下原因，流量测试提前结束就地避难所新冠肺炎大流行期间北部领土的订单。在关闭160多天后，该井于2020年最后一个季度重新打开，最初的流量为10MMcf/d，最终在测试的前90小时内实现了2.3MMcf/d的平均流量。

2021年，桑托斯成功地钻进了中Velkerri B页岩，并对T2H和T3H短分支井进行了压裂改造。T2H井在2200英尺的完井水平段上的平均IP30流量为2.1MMcf/d(在10,000英尺的侧向长度上归一化为9.5MMcf/d)。在安装生产油管之前，T2H井已经生产了0.27bcf。

2022年12月，桑托斯在安装生产油管后完成了T2H和T3H井的IP90测试。每个都分别达到了IP90 1.6和2.1MMcf/d(在10,000英尺的侧向长度上，分别归一化为7.4和10.7MMcf/d)。在现场活动完成后，随后暂停了业务。

100

2023年7月，我们完成了两次塔努比里尼流动测试的分析。在总垂直深度超过11,000英尺的深度对中Velkerri B页岩进行了流动测试的井的产能显示出较高的流动油管压力，从而继续验证了我们内部的观点，即Beetaloo的核心更深区域将更具生产力，并验证了进一步的评估。

截至2024年3月31日，我们已将勘探和开发EP 161的支出资本化2,350万美元。我们预计本财年剩余时间的支出将微乎其微。

在坦博兰之间，EP 161的原住民所有权协议以勘探许可证EP(A)161的合作和勘探协议的形式存在 Resources Pty Ltd、原住民所有权方和NLC 日期为2012年4月4日(EP 161勘探协议)。EP 161勘探协议的内容包括但不限于 土著所有权当事人同意基础石油勘探许可证 适用(EP(A))、转让和保密条款。 EP 161勘探协议的其他内容规定了勘探 支付、环境保护和恢复以及土著 就业、培训和商业机会。它不会授权 制作。将需要与土著产权党达成进一步的协议，但 EP 161勘探协议规定了谈判 生产协议和关于特许权使用费和 对生产的补偿。

Daly Waters Royalty持有EP161最初批准的土地上2.3%的石油产量。

EP 161将有效 至少到2026年3月20日。

勘探许可证136和143；勘探许可证申请197

于二零二零年七月二十五日，吾等与Longview Petroleum LLC及Tamboran McArthur订立换股协议，根据该协议，本公司透过其全资附属公司向Longview收购Sweetpea的100%已发行股本。该交易在获得TRLtd.S股东和部长批准后于2021年5月21日完成。 Sweetpea是EP136和143中100%工作权益的注册持有人，并已申请EP(A)197(Sweetpea Assets)。

EP 136位于Beetaloo的核心，与EP 161相邻，根据地震资料，我们认为可以与EP 161相媲美，S 成功发现了t1V井。EP 136由大约100万英亩(1600平方英里)组成，分布在一个基本上是长方形的区域内，该区域从北到南横跨，最大范围约为100英里，宽达16英里。EP 136由坦博兰100%拥有和运营。在2023年期间，970号钻井平台被动员到EP 136的M1V井垫上。M1V井于2022年9月中旬被钻出，2023年10月初在18.3天内达到10000英尺的总深度。测井完成后，M1V井被成功地下套管并暂停，以实现未来可能的重新进入和侧钻，以进行 多阶段刺激工作。2022年12月中旬，海军少尉970被装备起来并被释放。

EP 143是一个不规则的区块，占地约512,000英亩(800平方英里)，向西延伸约27英里，向东延伸约27英里，从北向南延伸34英里。发展环保143号并不是我们目前发展计划的重点。因此，我们打算只动用维持许可证所需的资金，以供日后评估之用。我们将评估EP 143的前景，以确定未来的发展机会。EP 143由坦博兰100%拥有和运营。

EP(A)197毗邻EP 143北面界线的一部分。这个不规则的长方形街区占地约19.2万英亩(300平方英里)。正如环境保护计划第143号工程一样，环境保护计划(甲)197的发展并不是我们目前发展计划的重点。我们对EP(A) 197的计划包括完成EP的收购，获得其赠款，然后维持未来石油资源评估的许可证。我们必须在2025年10月31日之前谈判并获得土地的传统原住民所有者的同意，并

101

与代表传统原住民业主的相关土地委员会签订的进展协议1976年土著土地权(北领地)法(Cth)，如 进一步描述的企业对环境问题的关注和监管.”一旦我们得到这样的勘探同意，我们就可以正式申请授予EP。与环保署一样，我们将评估环保署(A)197的前景，以确定未来的发展机会。EP(A)197由坦博兰100%拥有。

2020年7月23日，作为收购Sweetpea的一部分，我们将相当于EP 136、143和EP(A)197(以及每一项许可证最初获批的土地)、共同权益领域(AMI)的8/8石油产量的8%的不可分割的ORRI授予Tom Dugan Family Limited Partnership，LLP，领域石油和天然气，LLC；以及Malcolm John Gerrard(统称为Bayless Group)和Longview(一起称为Bayless Orris)。2020年7月23日，Sweetpea、The Bayless Group和Longview签订了ORRI终止协议(简称终止协议)。根据终止协议，Bayless Group和Longview授予Sweetpea三个期权，要求Sweetpea逐步降低8%的ORRI，具体如下：(I)Sweetpea支付732,025美元的初始期权费用，并在2021年7月1日之前发行坦博兰的3,095,475股全额股票后，8%的ORRI将降至4%的ORRI(初始期权)；以及(Ii)Sweetpea支付额外的250,000美元的期权费用，以及：(A)在2023年7月1日之前，4%的ORRI将降至2%；和(B)7,000,000美元，到2025年7月1日，2%的ORRI将降至1%。截至本招股说明书发布之日，已支付额外的期权费用25万美元。但是，截至2023年7月1日和2025年7月1日分别为7,000,000美元和7,000,000美元的款项尚未支付。

2021年5月19日或前后，Sweetpea 行使了初始期权，8%的ORRI降至4%。减少8%的ORRI是由Bayless Group和Sweetpea于2021年5月19日签署的某些修订协议正式确定的。在2021年5月19日或前后，支付了 额外期权费用。每一个Bayless Orris都伴随着与AMI相关的义务，即如果Sweetpea在AMI内获得了额外的种植面积，则授予额外的Orris(AMI义务)。本公司作为Sweetpea资产的 购买者，必须承担AMI义务。2020年7月23日，Bayless Group、Sweetpea和Longview签订了一项有限豁免协议，根据该协议，Bayless Group和Longview向Sweetpea授予了购买关于AMI债务的有限豁免的选择权。有限豁免的效果是，除非《有限豁免协议》第3(C)条适用，否则任何人都不会有义务遵守反垄断义务或要求任何其他人承担反垄断义务。《有限放弃协议》第3(C)条规定，有限放弃决不适用于Longview实体的利益。Longview实体的定义为：(I)Longview；(Ii)Longview、David N.Siegel和Robert L.Telle个别集体、直接或间接持有或实益拥有35%或以上股权证券的任何实体；或 (Iii)David N.Siegel或Robert L.Telle个别。在2021年7月1日左右，Sweetpea购买了有限豁免，并行使了取消AMI义务的选择权。

Sweetpea已授予PetroHunter Energy Corporation(PetroHunter Ori)2%的ORRI(PetroHunter ORRI)，该石油生产自最初获得EP 136和EP 143并申请EP(A)197的土地。PetroHunter ORRI包含一项选择权，让Sweetpea在2023年6月17日之前向PetroHunter支付1,000,000美元后将特许权使用费降至1%，并通过协议进一步取消剩余的1%，金额相当于本公司为Sweetpea支付的对价的3%。截至本招股说明书的日期，尚未支付任何此类款项。

Sweetpea已授予Jeffrey J Rooney 1%的完整ORRI，作为从Sweetpea资产和受Sweetpea资产约束的土地生产的所有石油的Siegel王朝信托的受托人。西格尔王朝信托基金的受益人为艾米丽·西格尔和罗伯特·西格尔，他们的父亲David·N·西格尔是朗维公司的董事股东、董事有限公司的股东和公司的董事股东。ORRI适用于所有Sweetpea资产的延期或续订(视情况而定)，以及授予或发放给Sweetpea及其继承人或受让人的任何生产许可证或从这些土地生产石油的后续权利。

Daly Waters Royalty持有从最初获得EP 136、143和EP(A)197的土地生产的石油的2.3%的ORRI。

102

2023年9月28日向DITT提交了将EP 136再延长五年的EP续展申请，目前正在等待批准。在部长就续签申请作出决定之前，许可证被视为继续有效。第143号保护条款将至少持续到2028年3月4日。

中臂发育

2023年6月初，我们宣布，NT政府授予我们一块约420英亩土地的独家使用权，用于在MASD内建设液化天然气出口终端。MASD种植面积是以独家方式分配给我们的，有效期至2024年12月31日，使我们得以进行概念选择工程阶段，该阶段于2023年7月开始，2024年第一季度完成。我们相信，MASD的相关基础设施为我们提供了最初通过我们提议的NTLNG开发项目出口高达6.9 Mtpa的机会。我们打算寻求战略合作伙伴，为拟议的NTLNG开发项目提供资金和开发。

2023年6月，我们宣布了与BP和壳牌的两份非约束性谅解备忘录，从拟议的NTLNG开发开始的20年内，双方将各自购买高达2.2 Mtpa的天然气。

我们的商业计划

我们的业务计划包括Beetaloo开发的三个不同阶段。第一阶段的重点将是从勘探活动向Beetaloo物业商业化的过渡。为了实现这一目标，我们预计将在2024年再钻探和完成两口井，2025年再钻四口井，推进一个设计和建造40MMcf/d压缩和脱水装置的项目，并将一条约20英里的管道连接到现有的天然气管网(统称为Sherandoah South Pilot Project)。我们的目标是在2024年年中合资批准Sherandoah South试点项目，并相信我们可以在2026年上半年实现约40MMcf/d(毛产量)的高原生产。根据我们对已完成的评估井进行的岩石物理分析，我们已经确定了我们认为第一阶段油井的目标面积和页岩平台 。2024年钻井计划中的两口井将在新的SS2井垫周围创建两个总占地51,200英亩的DSU。总面积为51,200英亩，可容纳23口井，按每口井钻出6口井计算，总共可容纳138口井。我们相信，这两个供水器将足以容纳与谢南多南试点项目相关的所有油井，以及未来开发阶段的100多口油井。

从2026年开始，如果得到负责石油法案的部长的批准，我们计划销售我们在北领地最初的 口油井生产的天然气。虽然这些油井的天然气产量将不大，但这些油井的销售收入预计将抵消我们的管理费用(但不包括运营费用)。Beetaloo目前由两条开放管道提供服务，这两条管道的大小可容纳约60MMcf/d的当地市场，并提供进入更深层次的澳大利亚东海岸市场的通道。我们与澳大利亚产量最大的天然气基础设施公司S集团签署了早期开发协议，根据该协议，APA承诺对一个项目进行评估，以建设、拥有和运营一条新的~20英里管道，将我们的油井通过AGP和位于谢南多阿南部的40MMcf/d压缩设施连接到现有的天然气输送网络，该管道将提升原料气的质量，以满足销售天然气质量。我们估计，将第一个开发阶段交付生产所需的资本将为坦博兰净额约1.25亿美元(1.95亿澳元)至1.65亿美元(2.5亿澳元)。我们预计钻井和完井成本净额约为7,000万澳元(1.05亿澳元)至8,000万澳元(1.25亿澳元)，与压缩设施开发相关的成本净额约为1,000万美元(1,500万澳元)至1,300万美元(2,000万澳元)，相关平台建设和收集基础设施的成本净额为2,300万美元(3,500万澳元)至3,000万澳元(4,500万澳元)，交易及一般和行政费用净额为2,600万美元(4,000万澳元)至4,000万澳元(6,000万澳元)。我们打算用此次发行的收益、手头的现金以及未来的额外筹资努力为这些成本提供资金。预计我们的油井将于2026年第一季度开始销售天然气。通过另外六口油井的完成，我们相信我们可以通过提高效率来降低成本，同时为我们提供足够的数据，以确认在Beetaloo钻探的油井的估计最终采收率。我们的发展计划寻求高效地从PAD井中钻探，利用

103

美国陆上运营商采用的长周期和现代化的完工技术。我们预计，初始油井实现的成本结构和产量概况将为我们第二阶段的初始大规模钻探计划做出财务投资决策（SEARCHDID RST）。

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我们业务计划的第二阶段涉及建立我们的钻探计划，以生产天然气，供应澳大利亚东海岸和北领地市场。我们预计在第二阶段期间钻探多达100至200口井，最早可能在2026年开始，具体取决于某些第三方基础设施项目的完成。目前的管道基础设施，即北领地的AGP，可以向北出口约50MMcf/d，向东海岸出口~50MMcf/d。我们与APA签订了一系列早期开发协议，根据这些协议，APA承诺对一个项目进行评估，以建设、拥有和运营一个项目，并在符合开发协议最终条款的前提下，建设一条新的约1,000英里长的管道，将Beetaloo与东海岸天然气电网的主要干线连接起来。新管道预计将把北领地至东海岸的天然气运输成本降低高达50%。我们从六家澳大利亚最大的能源零售商S那里获得了不具约束力的意向书，意向书涉及从我们购买天然气，总量为875MMcf/d，有效期长达10至15年。

在我们业务计划的第三阶段，在Beetaloo商业化之后，我们打算再钻探 口井，目的是通过达尔文的现有工厂和我们拟议的6.9 Mtpa NTLNG项目向南亚和东亚市场供应天然气出口。根据达尔文现有液化天然气工厂当时可用的未使用产能的数量，这一阶段可能发生在第二阶段之前或与第二阶段并行。考虑到我们建议的NTLNG项目，澳大利亚北领地政府已授予我们一块约420英亩土地的独家使用权，期限延长至2024年12月31日，用于对我们在MASD辖区内建议的NTLNG项目进行概念选择研究。我们在2024年第一季度完成了概念选择研究，该研究确认了第一列液化天然气列车于2030年开始试运行的可行性，并正在与新界政府达成具有约束力的土地协议。MASD是一个毗邻达尔文市的工业综合体，旨在为液化天然气和其他碳氢化合物的出口、加工、储存、航运和铁路运输提供专注于低排放运营的基础设施。MASD辖区目前是一个出口中心，有两个现有的和正在运行的LNG出口终端，即容量为3.7 Mtpa的达尔文LNG终端和

105

容量为8.9 Mtpa的Ichthys LNG终端。澳大利亚政府承诺从2025年开始投资15亿澳元，进一步发展MASD基础设施和通道，包括深水港口疏浚、公路和铁路通道的建设以及电力分配。我们估计建设NTLNG项目所需的总时间为三至五年，并与BP和壳牌各自就为期20年的LNG采购合同签订了一份不具约束力的谅解备忘录。例如，如果我们的NTLNG项目面临任何延迟，我们还可以通过达尔文附近现有的两个正在运营的LNG终端出售我们未来的产品，但受到产能限制。我们打算为这些和其他基础设施项目的融资和发展寻找更多的战略合作伙伴 。

我们的业务和发展计划包括继续专注于降低成本，同时提高生产效率。我们 相信，引进美国的非常规钻井和完井技术、最佳实践和技术，加上合适的人员，将减少钻探和完成后续每口井的增量成本。我们目前与惠普签订了一份FlexRig合同^®我们已与Liberty Energy签订了一项为期两年的优先安排，以按市场条件(由Beetaloo合资企业合理确定)为我们提供专用的压裂机队和人员。我们最近一口SS1H井的钻井和增产成本为1,940万美元(2,890万澳元)，我们预计还需要额外的510万美元(770万澳元)来资助90天的延长生产测试。我们估计，由于我们采用了美国的做法、更长的侧向长度和更多的模拟阶段，我们最初剩余的每口油井的钻井和完井成本将约为2,600万美元。我们的目标是每口井的长期开发成本为1,600万美元，深度约为9,800英尺，分60个阶段。我们相信，通过利用与规模经济相关的效率、Beetaloo的持续基础设施开发和资源成熟， 随着时间的推移，我们将显著降低钻井和完成油井的成本。

与开发我们的资产有关的协议

猎鹰协议

TB1运营商 是与Falcon签订的农场合作协议(猎鹰协议)的一方，根据该协议，TB1运营商拥有77.5%的运营工作权益，而Falcon拥有EP76、98和117的22.5%的非运营工作权益 。根据猎鹰协议的条款，TB1运营商将对这些物业进行运营，并承担工作计划的成本，总支出上限为2.638亿澳元，之后各方 将按其在TB1的比例权益进行出资。2023年8月，达到了支出上限。

TB1运营商 也是与猎鹰(Beetaloo JOA)的联合运营协议的一方。《Beetaloo JOA》规定了与EP 76、98和117相关的TB1操作员和猎鹰各自的权利和义务。Tb1操作员被指定为Beetaloo JOA下的操作员。根据Beetaloo JOA，Falcon在Sherandoah South Pilot项目中的持股比例上限为5%，TB1已同意获得Falcon S的权益，使公司在Beetaloo合资企业S SS2和2024年钻井计划中的两口油井的权益至少增加到47.5%。2024年6月30日之后，TB1运营商将为SS2以高达375万澳元(净额187.5万澳元)的价格运输猎鹰。

《TB1合资企业协议》

我们 是通过我们的全资子公司tr West与Bryan Shefffield控制的实体Daly Waters各持一半股权的合资企业TB1的成员。而Tb1则全资拥有Tb1运营商(以前称为Origin B2)。本节或本招股说明书中未定义的大写术语具有适用协议中赋予它们的含义。

根据S于2024年6月3日修订并重述的合资企业和股东协议(TB1合资企业协议)的条款 ，TB1由不超过6人的董事会(TB1董事会)管理

106

成员，合营各方就其股权比例任命的董事人数。当S所持股份低于本公司已发行股权的10%时，双方无权指定董事。TB1董事会目前由四名董事会成员组成；其中两名由本公司指定(乔尔·里德尔和帕特里克·埃利奥特)，两名由Daly Waters 指定(斯蒂芬妮·里德和布莱克·伦敦)。

我们是TB1的经理，负责执行日常运营，包括管理TB1运营商在运营物业方面的活动，并遵守Beetaloo JOA和猎鹰协议。经理还负责根据《Beetaloo JOA》的条款，提交与tb1运营商开发物业有关的工作计划和预算，并提交生产和保留许可证。根据《TB1合资企业协议》，我们同意尽一切合理努力在2025年6月30日之前申请某些许可区域的生产许可证，如果评估结果证明这是合理的。见？猎鹰协议.”

特别审批

根据《TB1合资企业协议》，未经出席并有权在TB1董事会正式召开的会议上投票的董事总数的75%或以上 的肯定同意，TB1不得采取下列任何行动：

•

订立合伙企业或者合营企业；

•

签订任何超过500万美元的新借款安排；

•

处置或更改许可证条款或申请任何新许可证的决定；

•

决定继续开发或生产；

•

出售或以其他方式处置价值500万澳元或以上的资产；

•

与董事、前述任何关联公司的股东订立任何实质性协议；

•

批准任何工作计划和预算，或对任何已批准的工作计划和预算的范围进行任何修订，或批准任何此类工作计划或预算的差异；

•

根据《Beetaloo JOA》核准支出超过25万美元的任何权力；

•

批准授予任何超过25万美元的联合作战合同；以及

•

根据TB1与Origin Retail于2022年9月18日签订的天然气销售协议作出的所有决定或对其进行的任何修订或变更(《Origin GSA》)。

此外，未经持有出席并有权在正式召开的股东大会上投票的股东总数的75%或以上的股东的事先批准，TB1将不采取下列任何行动：

•

修改宪法；

•

与股东的贷款或财务安排；

•

在任何担保或赔偿项下承担责任；

•

发行《TB1合资协议》未考虑的新股或其他证券；

•

变更已发行股本；

•

经营规模停止或者重大变更的；

•

出售或扣押附属公司的股份；及

•

寻求在任何证券交易所进行首次公开募股。

107

独资期限

根据通标1合营协议，吾等同意向通标1 S 77.5%于唯一资助期内进行的作业许可证的工作权益提供资金，包括钻井、A2H及SS1H井的多级水力压裂模拟及流动测试至少60天的费用。在完成了总计60天的SS1H井的流动测试后，唯一的资助期于2024年3月25日敲定。在唯一资金期之后，合营各方须根据经批准的工作计划和预算中所述的现金募集时间表，按其在TB1的股权 的比例，为其各自的营运资金成本股本份额提供资金。

现金催缴和摊薄

如果一方未能进行所需的现金募集，另一方可选择由该违约方S代为出资，并 使已缴款额构成未缴款方欠下的债务，按《Beetaloo JOA》中所定义的约定利率计息，通常定义为90天期澳大利亚汇票平均报价利率加4%。或者，一方可以向该违约方S出资，并使出资金额构成额外的 股权，以每股1.00澳元的价格获得TB1的额外股份。

技术委员会

股东应设立一个委员会，监督并负责就技术 及其他有关勘探、开发及营运TB1营运商事宜向董事会提出建议。如果技术委员会对向董事会提出的任何建议意见不一，代表Daly Waters的技术委员会成员有权作出最终决定，该等建议应提交给TB1董事会。

转换为棋盘格

棋盘战略指的是一种处理许可证的方法，根据这种方法，坦博兰和戴利·沃特斯将寻求拆分塔博兰和戴利·沃特斯在许可证中的50%权益，从而使许可证的所有权和所有权平均分配，就特定地区的股权和运营区块而言，就像坦博兰和戴利·沃特斯之间的情况一样。

在开发计划获得批准后的任何时间，任何一家合资企业均可指示技术委员会就拟议的棋盘战略向TB1董事会提出建议，技术委员会必须本着诚意考虑实施棋盘战略的最佳方法。

大约60块约22,115英亩的新台币棋盘将被分成棋盘，每块10块。 这些棋盘将在我们和Daly Waters之间拆分，Daly Waters将优先选择棋盘，然后Tamboran和Daly Waters将来回选择其余的每一块棋盘。这些棋盘区块将按照目前在TB1合资企业协议中达成的协议，在2024年12月31日之前获得生产许可证。

在各自的棋盘格区块中，Daly Waters和Tamboran将各自持有单个生产许可证的直接权益，比例与TB1运营商S参与Beetaloo合资企业的权益相当。举例来说，如果目前TB1运营商持有Beetaloo合资企业77.5%的权益，那么Daly Waters或Tamboran将直接持有生产许可证77.5%的权益(猎鹰持有另外22.5%)。

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上述规定不适用于第一个战略发展区，该地区被描述为4个NT地块，每个地块约22,115英亩，其中包括SS-1井垫及其20,480英亩的DSU英亩，该区域仍将由TB1运营商持有，并受TB1合资协议和Beetaloo JOA的约束。

如果棋盘战略没有在2024年12月31日之前实施，原因是：(I)尚未获得实施棋盘战略的部级批准，或(Ii)根据《Beetaloo JOA》在该地区的联合业务方面新的合资企业未获批准，坦博兰必须在2025年2月15日之前选择向Daly Waters 支付相当于750万美元的现金金额，或根据CDI加权平均价格向Daly Waters发行价值1500万美元的CDI。如果坦博兰向Daly Waters或其代理人发行价值750万美元的普通股，其中每股普通股的价值等于我们在首次公开募股中发行的普通股向公众发行的价格，筹集至少1亿美元的毛收入，则这些义务将被免除。Daly Waters还同意按首次公开发行价格接受750万美元的普通股，以履行该等付款义务，条件是此次发行产生的总收益至少为7500万美元。本次发售完成后，我们打算按首次公开发行价格向Daly Waters或其指定人发行价值750万美元的Daly Waters Placement普通股，以满足2025年到期债务的豁免要求。执行《棋盘战略》的义务不会随着付款而终止。

将Daly Waters在Tamboran的权益转换为Beetaloo合资企业的直接权益

自唯一资助期结束之日起(2024年3月25日)至2026年12月31日止期间的任何时间，如果棋盘战略仍未完成，Daly Waters可选择让我们回购或以其他方式将其在 TB1的50%权益转换为Beetaloo合资企业38.75%的直接参与权益。

于任何财政年度结束后，只要有盈利可供分配，本公司必须就本公司各成员S各自的股权派发股息。TB1将分配所有利润，前提是可以保留利润以满足任何资本充足性或偿付能力要求，并有能力在债务到期时或在适用法律要求或批准的工作计划中规定的情况下偿还债务。

TB1的每个成员都有一定的优先购买权。每一合营方均有权 首次提出要约，并有权就任何建议转让的TB1股权作出匹配任何第三方要约的权利。TB1合资企业协议还允许一方在出售合资企业时拖累另一方，前提是卖出方 持有TB1至少75%的股权。每一方同样有权参与或附随另一方出售75%或更多股权的任何交易。

于通商一号合营协议项下发生任何违约(包括未能支付到期款项)时，另一方可 选择以相当于公平市价95%的价格购买通商一号的全部违约方S股权。

麦克阿瑟联合运营协议

2012年12月11日，我们与桑托斯QNT签订了一项联合运营协议(麦克阿瑟联合运营协议)，根据该协议，桑托斯将担任EP 161的运营商。只要许可证以双方或更多方的名义继续有效，《麦克阿瑟协议》就将继续有效。根据麦克阿瑟协议，我们目前的工作权益为25%。我们必须继续按比例支付支出份额，以维持我们在基础许可证中的权益。在产生超过2,000,000澳元的任何承诺或支出之前，桑托斯必须获得由坦博兰和桑托斯各一名代表组成的运营委员会的批准。根据最低工作要求，我们已承诺到2026年3月约为270万美元。

我们通过我们的全资子公司Tamboran(McArthur)Pty Ltd持有EP 161的非运营25%的工作权益，Santos作为运营商持有剩余的75%的工作权益。根据我们与Santos QNT的联合运营协议，我们必须贡献我们按比例分摊的支出，以维持我们在EP 161的权益。

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与惠普签订钻探合同

2022年9月9日，我们通过一家全资子公司与惠普签订了钻探合同(修订后的钻探合同)。钻探合同的期限从2023年7月1日开始。根据钻探合同和相关协议，我们授予惠普为期10年的优先权利，为我们在澳大利亚的勘探和生产活动提供钻探服务。我们向惠普支付了每天15,000美元的动员费，外加从德克萨斯州休斯顿到第一个地点SS1H井垫的所有相关费用。 469钻井平台的总进口成本为750万美元。我们还将支付每天39,500美元的运行费。合同还规定，我们将向惠普支付相当于记录在案的卡车运输和动员费用的遣散费，将其运往双方商定的澳大利亚地点。根据钻探合同，我们有权选择签订合同，最多增加五个钻井平台。于二零二三年七月三十一日，吾等透过一家全资附属公司与TB1的全资附属公司订立钻机共享及临时转让及 假设协议，以利用钻探合同钻探Beetaloo合资公司的S评估油井。

与Liberty Energy Inc.的战略安排。

我们已与Liberty Energy签订了一项为期两年的优先安排，按市场条款(Beetaloo合资企业合理确定)为我们提供专用的FRC船队和人员，其中包括Liberty Energy最新的采砂和装卸管理解决方案。我们相信，与Liberty Energy的战略安排将使我们能够减少通常在将设备运送到工作地点时遇到的延误，同时提高完工效率并降低成本。Liberty Energy还与我们合作，于2023年12月14日收购我们的CDI，总对价 相当于1,020万美元(1,530万澳元)。根据这一安排，我们没有任何义务从Liberty Energy购买服务。

《行政程序法》协定

我们于2023年12月15日与APA集团签订了三项框架协议(统称为APA协议)，以支持我们Beetaloo资产的开发，并允许从我们的资产中分销天然气：

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根据APA合作协议，我们同意与APA集团在Beetaloo的管道项目上进行独家合作，并在满足条件的情况下，我们可以获得在最终投资决定之前收购任何Beetaloo管道项目最多15%的选择权。

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早期开发协议Sturt高原管道项目(SPP EDA项目)就建设Sturt管道项目(SPP管道项目)进行了讨论 这是一条天然气管道，能够从位于谢南多阿南部附近的拟建原料气加工厂向AGP输送高达约95MMcf/d的天然气(SPP管道项目)，并可能在AGP上提供天然气运输服务，以实现谢南多南部与AGP的连接。SPP EDA计划在2026年3月之前完成SPP管道项目。SPP管道项目的交付将是未来开发协议的主题，天然气运输服务将是未来天然气运输协议的主题。APA集团已经开始了SPP EDA中定义的早期工作，其中包括努力设计和设计SPP管道项目，获得访问和批准，以及制定修订的项目时间表和估计。

•

早期开发协议Beetaloo至东海岸管道(The BEC EDA Cro)推进了有关建设大型天然气管道(BEC管道项目)的讨论 ，以连接我们Beetaloo地区的一个中心点和由APA集团拥有或运营的澳大利亚东海岸天然气管道网络 ，以及在BEC管道项目上提供天然气运输服务，以便能够将Beetaloo连接到东海岸电网。BEC管道项目的交付将是未来开发协议的主题，天然气运输服务将是未来天然气运输协议的主题。APA集团已经开始了BEC EDA中定义的早期工作，其中包括为获得访问和批准所做的某些努力，以及制定修订的项目时间表和估计。

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根据SPP EDA和BEC EDA，APA已同意在我们继续取得进展并实现某些商定的里程碑条件的基础上，继续评估拟议的前期工程支出高达1,000万澳元的管道，例如有足够的财政资源钻探更多油井，以及我们 采取实质性步骤钻探更多油井。APA协议是与项目开发相关的初步协议，因此，在签署最终的 协议之前，我们和APA集团都没有实质性的约束性义务。

《原产地零售气体销售协议》

2022年9月18日，TB1运营商签署了Origin GSA，根据该协议，TB1运营商已同意供应，Origin Retail已同意每年购买最多5.97 mm boe(坦博兰每年净2.99 mm boe)天然气，这些天然气来自EP 98、76或117。根据原始GSA，供货期的开始日期必须介于2025年1月1日和2028年12月31日之间，并且除非延期，否则结束日期必须是开始日期之后的10年。在TB1运营商满足某些先例条件之前，Origin Retail没有义务根据Origin GSA履行义务，包括做出积极的最终投资决定 继续开发一定数量的天然气许可证，以生产至少~30 MMcf/d的天然气；并着手建设一条从这些许可证到任何具有实际容量运输该容量的地点的管道；以及 所有必要的监管批准。除非生产出~50MMcf/d或更大的数量，否则我们没有义务根据Origin GSA执行。

壳牌意向书

2023年6月23日，我们与壳牌的子公司壳牌签订了一份不具约束力的意向书，内容是壳牌可能从我们提议的NTLNG项目中购买高达2.2 Mtpa的液化天然气，期限为 20年。我们打算寻求达成独家液化天然气买卖协议(壳牌SPA)。我们计划在2024年7月开始谈判，并希望在2025年敲定壳牌SPA。根据壳牌SPA，供应期将从Beetaloo的液化天然气商业生产开始，必须从2030年1月1日开始，SPA的有效性取决于我们的董事会在2025年12月31日之前对NTLNG项目做出的最终投资决定，新的运输基础设施的完工以使天然气能够输送到东海岸市场，壳牌进行技术和财务调查，壳牌和S管理层和董事会的内部批准，监管批准，以及双方同意和签署的文件。

英国石油公司谅解备忘录

2023年5月19日，我们与英国石油公司签署了一份不具约束力的谅解备忘录，内容是英国石油公司可能从我们提议的NTLNG项目中购买高达2.2 Mtpa的液化天然气，为期20年。我们打算寻求在预计完成前端工程设计的三个月前开始就独家液化天然气买卖协议(BP SPA)进行谈判，并在2025年左右敲定BP SPA。BP SPA的供应期将从Beetaloo的液化天然气商业生产开始 ，BP SPA的有效性取决于我们董事会在2025年12月左右对NTLNG项目做出的最终投资决定。

新界政府气体销售协议

2024年4月23日，Beetaloo合资企业签署了一项长期天然气销售协议(NT GSA)，从拟议的谢南多南试点项目向NT政府提供约40MMcf/d(约19MMcf/d净值至坦博兰)，初始期限为9年，从2026年上半年开始。买方有权选择将NT GSA再延长6.5年至2042年。

NT GSA包括一些先决条件，需要满足这些条件才能使协议具有约束力。具体地说，NT GSA的条件是Beetaloo合资企业与APA就拟议的Sturt高原管道达成具有约束力的天然气运输协议，拟议的Sturt高原压缩设施的具有约束力的天然气加工协议，我们预计将于2024年年中就Sherandoah南试点项目达成最终投资决定，以及获得关键的监管和

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利益相关者批准。一旦NT GSA具有约束力，Beetaloo合资企业就必须拥有每天可用的天然气数量。如果这种情况没有发生，并且存在短缺，Beetaloo合资企业可能需要支付短缺的违约金。

其他意向书

我们已经与六家澳大利亚最大的能源零售商 签订了不具约束力的意向书，意向书涉及从我们购买天然气，日产量总计875MMcf，期限长达10至15年。随着我们业务的进一步进展，我们预计将与这些交易对手谈判最终协议。

客户与市场营销

我们计划根据长期协议销售我们的天然气。我们销售天然气的能力将取决于许多我们无法控制的因素，包括国内生产和进口石油和天然气的程度、可用储气量、我们的天然气生产离管道和相应市场的距离、此类管道的可用能力、对天然气和石油的需求、天气的影响以及州和联邦监管的影响。不能保证我们 总是能够销售我们所有的产品或获得优惠的价格。

季节性

天气状况对供热负荷和天然气发电用天然气的需求有很大影响。天然气需求通常在春季和秋季处于最低点，在夏季和冬季达到峰值。冬季的需求高峰是由于住宅和商业供暖负荷的需求，而夏季的需求高峰是由于冷负荷，这就要求增加天然气发电负荷。然而，季节性异常，如比正常冬季温暖或比正常夏季凉爽，可能会减轻需求的季节性波动。此外，还利用天然气储存设施为市场带来额外供应，以满足冬季和夏季的高峰需求水平。北领地通常也会在11月至4月经历更多的降雨。尽管本赛季的运营条件确实具有挑战性，但操作员已经成功地在雨季进行了钻探、模拟和测试 。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，我们在全球范围内与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气，还从事中游和炼油业务，并在地区、国家或全球范围内销售石油和其他产品。这些公司可能能够支付更高的价格购买生产性石油和天然气资产，或者能够定义、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多数量的资产和前景。此外，在天然气市场价格较低的时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们未来收购更多物业和发现储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业并完成交易的能力。此外，由于我们的财力和人力资源少于我们行业中的许多公司，我们在评估和竞标石油和天然气资产方面可能处于劣势。

天然气生产商与其他生产能源和燃料的行业之间也存在竞争，包括煤炭、其他石油产品和可再生能源。此外，竞争条件可能会受到澳大利亚政府不时考虑的各种形式的能源立法和/或法规的重大影响。我们无法预测最终可能通过的任何此类立法或法规的性质，或其对我们未来运作的影响。这种法律法规可能会大幅增加天然气开发成本，并可能阻止或推迟天然气项目的开始或继续

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给定的操作。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律法规的负担以及对其进行的任何更改， 这将对我们的竞争地位产生不利影响。

人力资本资源

截至2023年6月30日，我们共有30名员工。我们根据需要聘请独立承包商。我们相信，我们与员工有着良好的关系。我们和我们的员工不是任何工会的成员。我们优先考虑员工和承包商的本地招聘，特别是在现场运营领域，以支持我们当地 社区的就业机会。

安全和培训

安全是我们的首要任务，包括防止我们的操作发生任何泄漏。我们对我们的设施进行例行维护和检查，并建立了控制和减少潜在泄漏或排放的操作规范和操作基础设施。我们还为我们的员工和承包商提供培训，包括泄漏响应和报告，并确保我们的团队在发生任何泄漏事件时都接受了关于我们的响应计划的全面培训。我们相信，这些措施将继续加强我们的工艺安全文化。我们有一名全职的健康、安全和环境高级经理，负责培训、评估和风险缓解以及实施安全措施。

薪酬和福利

我们认识到，员工是我们最宝贵的资源，我们必须提供有竞争力的薪酬，以确保我们吸引和留住顶尖人才。我们相信，我们提供具有竞争力的全面薪酬和福利方案，包括财务、健康和健康计划、匹配的401(K)计划、短期和长期激励计划、医疗保险、牙科保险和视力保险，以及带薪假期、病假和假期。我们继续调查和更新我们的薪酬结构，以保持与同行的竞争力。我们的薪酬方案由领先的全球独立薪酬咨询公司NFPCC 薪酬咨询公司每年进行审查。

可持续发展与ESG

可持续发展是我们ESG公司战略的核心组成部分，包括继续关注S公司对环境的影响，以及与传统所有者、关键利益相关者和员工的关系。作为一家资产处于开发前阶段的能源公司，我们有机会将环境、社区和社会事务 整合到公司提供的服务的中心。通过关注Beetaloo天然气项目的可持续发展，我们的目标是增加当地就业机会，加强社区建设，并产生积极的社会影响。我们致力于尊重北领地独特的环境，并与当地社区密切合作，了解他们对发展和对环境的影响的不同看法。为了强调可持续性和可持续发展的重要性，公司制定了六支柱可持续发展计划，其中包括：(1)社区：与当地和东道国社区合作，通过创造当地就业和商业机会分享价值；(2)气候变化：通过生产低二氧化碳天然气资源在向低碳经济过渡中发挥有效作用(主要通过承诺净零权益范围1和范围2排放，并将可再生能源和碳抵消纳入任何开发)；(3)环境：应用技术，最大限度地减少对环境的影响；(Iv)健康和安全：优先考虑人们的健康和安全；(V)人：旨在吸引、发展和留住多样化、包容性和有能力的劳动力；以及(Vi)经济可持续性：为投资者、员工、客户和社区创造经济增长和价值。根据保障机制(Legillation.gov.au) 规定，页岩气设施将拥有零基线，这意味着它们必须依法拥有净零排放范围1。

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环境问题与监管

我们目前和我们未来的业务将受到各种严格和复杂的国际、外国、联邦、州和地方 环境、健康和安全法律法规的约束，这些法律和法规涉及的事项包括污染物排放和排放到地面、空气或水中；受管制材料的产生、储存、搬运、使用和运输；以及我们员工的健康和安全。除其他事项外，这些法律和法规可能：

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要求在钻探或其他受监管的活动开始之前获得各种批准和许可；

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责令被视为不符合许可或批准的设施的部分或全部作业；

•

限制与天然气钻探、生产和运输活动有关的各种物质的种类、数量和浓度 ；

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限制或禁止在受保护或其他敏感区域内的某些地点进行钻探活动； 和

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需要采取补救措施，以减轻我们运营造成的污染。

这些法律和法规还可能将天然气产量限制在低于原本可能的产量。遵守这些法律 的成本可能很高;天然气行业的监管负担增加了该行业开展业务的成本，从而影响盈利能力。

此外，公众对气候变化和环境保护的兴趣近年来有所增加。在一些地区的钻探遭到了包括环保组织在内的活动人士的反对，在某些情况下，还受到了限制。如果颁布法律或采取其他政府行动禁止或限制海上钻探，或实施导致天然气行业总体成本增加的环境要求，例如更严格或更昂贵的废物处理、处置或清理要求，我们的运营可能会受到不利影响。

监管框架

以下是不时修订的更重要的现有陆上天然气法律的摘要，我们的业务运营必须或可能受到这些法律的约束，遵守这些法律可能会对我们的资本支出、运营结果或财务状况产生重大不利影响。

其中许多法律要求我们在开始勘探、某些钻井、建筑、生产、运营或其他天然气活动之前，获得州和/或联邦机构的许可或其他授权，并保持这些许可，并遵守他们对持续运营的要求。这些许可证通常会受到抗议、上诉或诉讼，在某些情况下可能会推迟或停止项目，并停止油井、管道和其他作业的生产或运营。

规范我们的勘探活动

这个《石油法案》要求坦博兰在其拟开展勘探活动的所有地区举行环境保护计划。《石油法》是涉及北领地陆地和领水石油勘探和生产活动的主要立法。特别是，《石油法》为以下方面提供了法律框架：(1)为与开采石油有关的勘探、生产和附属活动颁发许可证；(2)为这些许可证续期或转让；(3)促进积极勘探石油；以及(4)如果获得生产许可证的人在商业上可行，则对发现和开发石油生产进行评估。此外，《石油法》规定对石油勘探、评估、开采或生产的拟议技术工程方案进行评估，包括对提议执行这些方案的人员的财政能力进行评估。《石油法案》规定

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关于资源管理、生产前活动和基础设施计划的批准、监管机构审计活动的部长指示，并包括一个财务保证框架，其中包括环境安全、监测和合规征税以及孤井征税。

的目标《石油法规2020》 (新界)《石油条例》旨在规定权益持有人与石油权益所涵盖土地的拥有人或占用人之间的土地使用权协议，以支持和加强陆上油井的完整性、确保风险降至合理可行的最低水平的石油地面基础设施，以及石油生产的战略管理。根据《石油条例》，坦博兰必须与其活动所在土地的所有者或占用者签订土地准入协议，然后才能进行受管制的作业。《石油条例》规定了与业主或占用者达成这些准入安排的最低条件。《石油条例》还规定了坦博兰必须支付的与其石油所有权一般管理有关的费用，包括授予、续签和更改EP、保留许可证和生产许可证的费用。

的对象“2016年石油(环境)规例”(新界)(石油环境条例)是确保以符合生态可持续发展原则的方式开展受管制的活动，并据此将这些活动的环境影响和风险降至合理可行和可接受的最低水平。《石油环境条例》要求为受管制的活动编制环境管理计划，并规定此类计划须经部长批准。坦博兰作为许可证持有者，对其所有受监管的活动制定了环境管理计划(EMP？)。这些活动包括进行地震勘探、建造、运营、改装、退役、拆除或移除油井或其他设施、钻井、水力压裂、污染物或废物的释放以及石油和危险废物的储存和运输。坦博兰和S的EMP可在台湾省政府环境、公园和水安全部的网站上公开获取。Www.desws.nt.gov.au/emps。环境管理计划描述了我们受监管的活动可能如何影响活动发生的环境，并确立了坦博兰和S的义务，以确保将这些影响管理到环境可接受的水平。根据《石油环境条例》，对违反EMP的行为适用民事和刑事处罚，对于从事没有批准的EMP的受管制活动也适用民事和刑事处罚。

《石油环境法规》包含记录保存和 报告要求。具体而言，就我们的水力压裂活动而言，Tamboran必须在反排发生后六个月内向部长提供有关反排液的报告。该报告必须包含与产生的回流液或水中发现的任何化学物质相关的完整人类健康风险评估。对于受监管活动引起的已经或有可能造成重大环境损害的事件，也需要报告。不遵守这些报告要求可能会导致重大经济处罚。

这个业务守则：新界陆上石油活动 (《业务守则》)规定了北领地陆上石油工业必须遵守的最低标准。业务守则适用于S监管的坦博兰的所有活动，包括与非常规天然气和勘探、评估和生产活动有关的活动。坦博兰和S钻井、水力压裂增产和试井EMP必须证明符合《实践规范》，如果不符合《实践规范》的要求，则不会获得批准或续签。

这个《2023年石油特许权使用费法案》(NT)(特许权使用费法案)对从项目区域生产的石油(包括从生产项目区生产的石油通过排气或燃烧或其他方式使用或损失的石油)征收特许权使用费，并向NT政府支付特许权使用费，支付给NT政府的石油(包括从生产项目区生产的石油通过排气或燃烧或其他方式使用或损失的石油，但不包括被许可证持有人用于附带目的的石油、在项目区用于加工或压缩或准备出售的石油、返回或重新注入项目区域内的天然储油层的石油)。以及从勘探项目区生产的石油，通过排气、燃烧或其他方式使用或损失)。

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天然生成的碳氢化合物，无论是气态、液态还是固态。见？《石油特许权使用费法》规定的特许权使用费.”

随着北领地陆上天然气开采走向生产，可能会有更大的诉讼风险，其形式可能是对部长批准EMP的挑战，这可能导致成本和受监管活动的延误。不遵守《石油环境条例》的记录保存和报告要求也可能招致经济处罚。坦博兰S在北领地的竞争对手面临着与影响坦博兰S业务相同的风险和要求。

对温室气体排放的监管

《2007年国家温室气体和能源报告法案》(Cth)(《nger法案》)为报告温室气体排放、温室气体项目以及澳大利亚企业的能源消费和生产建立了立法框架。NGER法案的目的是为报告和传播与企业的温室气体排放、温室气体项目、能源消费和能源生产有关的信息引入一个单一的国家报告框架，并为实现澳大利亚的温室气体减排目标做出贡献。根据《澳大利亚清洁能源法》，坦博兰将向澳大利亚政府的S清洁能源监管机构报告其运营的范围1温室气体排放情况。此外，保障机制是《NGER法案》下的一项立法文书，旨在减少大型工业设施的排放。它对某些设施的温室气体排放设定了立法限制，即所谓的基线。保障机制适用于排放10万吨以上CO的工业设施₂E，并要求一旦超过100,000吨CO2-e触发量，来自Beetaloo的所有排放必须用澳大利亚碳信用单位或保障机制信用来抵消。

保障机制要求保障机制所涵盖的所有Beetaloo设施的净零排放范围为1。因此，保障机制将适用于坦博兰。坦博兰S能否实现净零排放将取决于其能否经济地管理其碳排放，例如，这可能受到未来用于资助各种碳行动的收入 的可用性、碳抵消的市场定价、影响运营的技术发展以及实施可持续实践的成本的影响。根据保障机制，在某一财政年度超过触发100,000吨二氧化碳当量时，需要抵消该财政年度范围1的所有排放量。澳大利亚联邦政府为2014财年设定了75澳元的碳抵消价格上限。抵消 价格上限每年以CPI加2%的速度增长。虽然我们无法预测遵守保障机制的未来成本或影响，但我们确实建立了对我们的运营进行持续评估的程序，以确定成本、潜在的风险暴露并跟踪该立法的遵守情况。

2018年4月17日，北领地政府宣布接受《北领地水力压裂科学调查》中提出的全部135项建议。这些建议的实施导致了更严格的监管制度，对石油和天然气公司施加了额外的义务，包括引入更严格的陆上页岩气井退役业务守则，要求物业持有人在批准任何 进一步生产批准之前提供不可退还的征费，并引入禁区，在那里人们无法勘探或钻探石油资源。

虽然目前无法预测澳大利亚为解决温室气体排放问题而可能通过或发布的新法律或法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类法律、法规或法律要求对我们的设备和运营施加报告或允许或限制温室气体排放的义务可能会要求我们产生成本，以遵守新的要求并减少与我们运营相关的温室气体排放，以及我们 允许新的或改进型来源的温室气体排放的延迟或限制。此外，对温室气体排放的实质性限制可能会对我们计划生产的天然气的需求产生不利影响。

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环境和职业安全与健康事务监管

我们的运营受到严格的联邦政府和地区法律法规的约束，这些法律和法规涉及我们运营的职业安全和健康方面、向环境中排放材料以及保护环境和自然资源(包括受威胁和濒危物种及其栖息地)。许多政府部门有权 强制遵守这些法律和法规以及根据这些法规颁发的许可证，这往往需要采取困难且代价高昂的行动。

除其他事项外，这些法律和法规可能：(1)要求获得进行钻探和其他受管制活动的许可证；(2)限制与天然气钻探和生产活动有关的可排放到环境中或注入地层的各种物质的类型、数量和浓度；(3)限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上的钻探活动；(4)要求采取补救措施，以减轻以前和正在进行的作业造成的污染，例如具体的废物清除要求；(5)适用针对工人保护的具体健康和安全标准；以及(Vi)对钻探和其他受监管活动造成的污染追究重大责任。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加纠正或补救义务，在批准或执行项目时出现延误或限制，以及发布命令要求执行我们的部分或全部业务。

这些法律法规还可能将天然气生产速度限制在原本可能达到的水平以下。天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，环境法律法规的任何变化或执法政策的重新解释，导致钻井、建设、完成或水管理活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求更严格且成本更高，都可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。一旦开始生产，我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，意外泄漏或泄漏可能在我们的运营过程中发生，我们不能向您保证，我们不会因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。继续遵守现有规定的成本预计不会对我们产生实质性影响。但是，不能保证此类现有或任何新法律法规的合规成本在未来将保持不变，也不能保证与此类未来合规相关的成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。

以下是经不时修订的更重要的现有和拟议的环境和职业安全及健康法律的摘要 ，我们的业务运营必须或可能受到这些法律的约束，遵守这些法律可能会对我们的资本支出、运营结果或财务状况产生重大不利影响。

我们的任何可能对环境造成重大影响的活动都必须提交给NT 环境保护局(EPA)根据《2019年环境保护法》(新界)(《环境保护法》)。坦博兰已经完成了对其当前环境影响的自我评估， 认为其潜在的环境影响不大。然而，预计坦博兰未来的发展可能会引发环境保护局的转介和评估，并要求坦博兰根据《环境保护法》获得批准才能开展活动(环境批准)。任何受涉嫌违反《环境保护法》的行为或不作为影响的人都可以提起民事诉讼。 违反环境批准的行为可能会招致目前从67,760美元到3,386,240美元不等的罚款。违反规定也可能导致环境审批被撤销。

这个2023年环境保护立法修订条例草案(NT)(EPLAB)，于2023年12月6日同意，修订 《2022年环境保护立法修正案(责任链)法》(NT)(《COR法》)，以延长《COR法》的责任链条款。虽然COR法案已经获得批准，但其条款尚未 开始实施，但预计将于2024年7月1日开始实施。核心

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该法一旦开始实施，将修订《环境保护法》，引入环境责任链条款。环境责任链法是一种监管方法， 旨在保护澳大利亚政府和纳税人在石油活动的环境批准持有人违反法定合规义务时产生的财务责任，例如与清理环境损害相关的费用 ，将责任重新分配给与相关关系相关的人，否则他们可能没有责任(取决于情况，如董事、股东和相关 实体)。根据COR法案，石油活动是指需要EP、保留许可证或生产许可证的活动。一旦COR法案(经EPLAB修订)的规定生效，环境公园和水安全部可以向与开展石油活动的实体有相关联系的任何相关人员发出合规通知。对于企业来说，违反相关通知可被处以67,760澳元至3,386,240澳元的罚款(根据当前的处罚单位金额)，具体取决于违反通知的意图和鲁莽行为，以及不遵守通知对环境造成的损害的严重程度。

这个1999年环境保护和生物多样性保护法(Cth)(EPBC法案)是澳大利亚联邦的主要环境立法，规定了对国家环境有重要意义的物质(MNES)和遗产的保护和养护。这包括保护和管理国家和国际上重要的动植物、栖息地和场所。EPBC法案的目的是通过自然资源的养护和生态可持续利用、生物多样性养护以及政府、社区、土地所有者和土著人民参与环境保护和管理的合作办法，促进生态可持续发展。任何人如果提议采取的行动涉及煤层气开发或大型煤矿开采，而该开发将对水资源产生或可能产生重大影响，则必须提交澳大利亚政府环境部，由部长决定是否需要根据EPBC法案对该行动进行评估和批准。作为某些EMP申请的一部分，我们已经完成了自我评估，以确定MNES是否可能受到拟议活动的影响，并得出结论，预计不会对水资源和其他MNES产生重大影响。然而，预计未来的任何发展都可能需要根据EPBC法案进行转介和评估。

这个1992年“水法”(新界)《水法》(Water Act)管制石油作业的地下水开采和水力压裂废物的处置，并发放许可证。具体而言，《水法》规定了对北部领土水资源的调查、分配、使用、控制、保护、管理和行政，并对污染物的排放，包括有害物质的泄漏和泄漏，规定了限制和严格控制。《水法》要求坦博兰获得开采石油作业地下水的许可，并控制水力压裂废物与水力压裂过程中未包含在地质地层目标中的水的接触。它还禁止取地表水和向地表水排放废水。坦博兰已经获得了WEL GRF 10285(175ML/年)(WEL)许可证，Sweetpea Petroleum也获得了WEL GRF 10346(299ML/年)的水开采许可证，涵盖了之前在北领地特定地块勘探活动中的用水。定期更新WELs，以支持业务活动。WEL将增加，以涵盖未来拟议的勘探活动。

这个1998年废物管理和污染控制法(NT)(《废物管理法》)管理废物的管理和相关目的的污染预防和控制做法。坦博兰必须按照《废物管理法》的要求储存、运输和处置废物。例如，废物的运输和处置 只能由有执照的承包商在有执照的处置设施完成。任何州际处置都应在获得批准的寄售当局的情况下完成。废物管理法不适用于直接或间接由个人在《石油法》授权的土地上进行石油勘探活动或石油开采活动而产生的污染物或废物，且该污染物或废物 限于正在进行活动的土地内。如果任何污染物或废物不限于进行活动的土地内，《废物管理法》规定坦博兰有义务采取一切合理和可行的措施，防止或减少污染或环境损害，并减少废物的数量，如果

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从事造成或可能造成污染、造成环境损害或产生或可能产生废物的活动或行动。我们目前拥有、租赁或经营许多多年来一直用于天然气勘探的物业。尽管我们认为我们使用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已经在我们拥有或租赁的物业上、之下或从我们拥有或租赁的物业上、地下或从其他地点释放，包括场外地点，这些物质已被处理或处置。 此外，我们的一些物业已由第三方或之前的所有者或运营商运营，其危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些财产和在其上、之下或从其上处置或释放的物质可能受《环境保护法》和类似法律的约束。根据此类法律，我们可能被要求采取纠正措施，包括清除以前处置的物质和废物，清理受污染的财产，或执行补救封堵或坑关闭操作，以防止未来的污染，这些操作的成本可能会很高。

的《工作健康与安全(国家统一立法)法》(NT)2011(《世界卫生与安全法》)旨在确保承担一般注意义务的工人和工作场所的健康和安全，寻求消除或最大限度地减少因工作或特定类型的物质或设备引起的风险，规定工作场所代表和咨询与工作健康和安全有关的问题，鼓励组织在工作健康和安全实践中发挥建设性作用，促进提供咨询和培训，并规定遵守和执行措施。坦博兰有一个安全管理计划，概述了它如何实现与其活动相关的WHS要求。这包括管理化学品储存档案、安全数据表以及防止工人暴露在危险中的适当程序和控制。

这个《2016年森林火灾管理法》(《森林火灾管理法》)除其他事项外，还建立了森林火灾燃料管理计划，并禁止在火灾高风险时期进行某些活动，以防止丛林火灾的爆发和蔓延。在整个火灾禁令期间，坦博兰被禁止进行燃烧，并需要获得在已宣布的火灾危险期间进行燃烧的许可证。这可能会导致坦博兰和S管制活动的费用和延误。根据《业务守则》：新界陆上石油活动，要求坦博兰维持森林火灾管理计划，该计划包括森林火灾预防和应对措施。

这个北部土著圣地法案(NT)(《圣地法》)规定了保护和登记土著圣地的程序，规定了进入圣地的条件以及进入圣地的条件，并规定了在开发和使用土地时避免使用圣地的程序。《圣地法》设立了原住民地区保护局，以管理《圣地法》和部长审查《圣地法》的决定的程序。坦博兰在开展任何活动之前与传统业主进行详细的圣地评估，并向APPA申请权威证书。这些评估通常是为了确定必须保护的神圣场所，如梦幻曲目、歌词和S的女性商务场所。地图上标明了圣地的位置，坦博兰在没有获得传统所有者的许可和授权之前，不得进行可能扰乱圣地的活动。授权证书可由APPA根据《圣地法案》颁发，前提是它信纳在与申请有关的情况下，土地的工作或使用可以继续进行或进行，而不存在损害或干扰土地上或附近的圣地的实质性风险，或者 保管人和申请人之间已达成协议。在符合主管当局证书的条件(如有的话)下，主管当局证书持有人可进入和逗留在该土地或该土地的该部分，并进行申请所建议的工程。由于远距离定向钻探提供了钻台位置的灵活性，我们认为圣地的存在不应影响未来的生产。

这个《2011年遗产法》(NT)(遗产法)规定保护北领地S文化和自然遗产。具体而言，《遗产法》规定了对土著、欧洲和马卡桑考古场所和考古物品的保护。对考古场所或物品的任何干预都严格遵守《遗产法》。

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这个1993年《土地产权法》(Cth(《土著产权法》)承认和保护土著产权，规定土著产权不能与《土著产权法》背道而驰地消灭。《土著产权法》的目的是规定对土著产权的承认和保护，确定未来影响土著产权的交易可进行的方式，为确定对土著产权主张的交易和机制设定标准，并规定或允许确认因存在土著产权而无效的过去行为和中期行为。与土著产权所有者谈判的权利是《土著产权法案》中与坦博兰S业务最相关的条款。谈判程序的权利适用于坦博兰S勘探许可证的发放，从而产生了第31条协议，其中规定其活动必须得到传统所有者的同意。就协议而言，土著土地委员会(NLC)将继续代表传统的土地所有者。坦博兰继续与NLC合作实施环境保护计划，所有工作计划都由传统业主审查和批准。

1976年土著土地权(北领地)法(Cth)适用于北领地，规定授予某些土地作为土著土地，并保护圣地。根据ALRA的规定，在土著土地上勘探和生产石油必须得到土地的传统土著所有者的同意，并须与代表传统土著所有者的有关土地委员会签订协议。

遵守上述法规及其要求可能会推迟天然气项目的开发，并增加我们的开发和生产成本，这可能是一笔巨大的成本。此外，如果我们不遵守任何监管义务，可能会受到罚款、禁令、运营条件或限制以及刑事执法行动的影响。

其他设施

我们的公司总部位于新南威尔士州Barangaroo大道100号悉尼国际大厦第一座39层01室，我们的电话号码是+61(2)8330-6626。我们的公司总部和外地办事处设施是租用的，我们相信它们足以满足我们目前的需求。

经营风险和保险

天然气作业面临许多风险，包括井喷、漏斗、爆炸、石油、天然气或井液无法控制的流动、火灾、管道、套管或水泥失效、异常压力、管道泄漏、破裂或泄漏、人为破坏、污染、有毒气体泄漏、恶劣天气条件或自然灾害以及其他环境危害和风险。

根据行业惯例，我们为业务所面临的部分(但非全部)经营风险提供保险。我们不能保证我们获得的任何保险足以弥补我们的损失或责任。我们已选择对某些项目进行自我保险，因为我们已确定可用保险的成本相对于所呈现的风险而言过高 。此外，某些污染和环境风险不能完全投保。如果发生保险未完全覆盖的事件，可能会对我们的财务状况、运营结果和未来现金流产生重大不利影响。

物业的标题

根据《石油法》，北部领土内陆地表面或其下的所有石油都是并应被视为一直是王室财产(如《石油法》所述)。在与石油权益有关的地区的油井中生产的石油财产将转移给井口的权益持有人(权益持有人应向官方支付特许权使用费)。《石油法》规定的石油权益主要有以下几种形式：勘探许可证、保留许可证和生产许可证。

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勘探许可证

在北部领土内进行天然气勘探的权利是以环境保护为基础的。EP授予持有者在勘探许可区域内勘探石油以及进行为此目的所需的作业和工程的专有权。这包括在勘探许可区域内进行技术工程计划和其他石油勘探的权利。环境许可证下的活动须遵守部长在许可证上规定的任何条件。

在EP(A) 阶段，许可证持有人在谈判过程中与政府当局和该地区的适当土著所有权持有人(如果有土著所有权土地)和/或传统所有者(如果土地是土著土地)进行协商，以确定土著所有权持有人同意授予许可证的条款，包括许可证持有人在勘探期间将向土著所有权持有人/传统所有者提供的经济补偿金额。关于土著土地的谈判是由政府监管机构促成的，在这种情况下是北方土地委员会，负责协助北部领土的土著人民管理他们的传统土地。在达成协议后(通常需要3-5年)，许可证持有人提供工作计划，并可能收到许可证持有人有三个五年期限的许可证，以履行或修改其根据环境许可证提出的义务。

《石油法》要求许可证持有人在许可区域内发现石油时尽快通知部长，并在三天内提供发现的细节。在发现可商业开采的石油发现后，许可证持有人将与当地原住民所有权持有人(如果是原住民土地)(包括传统所有者)进行进一步讨论，以达成一项协议，以满足原住民业权法的要求，其中包括确定向当地 传统所有者支付的特许权使用费。如果部长确信石油资源可能具有商业性质和数量，许可证持有者有权申请：(A)生产许可证，如果发现的石油储量在商业上可以立即开采，则许可证持有人有权申请全部或部分许可证；或(B)一个或多个保留许可证。

生产许可证

如果发现了可商业开采的石油，许可证持有人有权申请生产许可证。生产许可证的申请必须包括有关许可证区域的某些信息、拟议许可证区域的拟议技术作品计划以及申请人具有适当技术和财务能力的证据。

《石油法》规定的生产许可证是一项构成个人财产的法定权利。生产许可证(或生产许可证的权益)可经部长批准转让，并可作为资金融通或其他承诺的担保。由于生产许可证持有人的违约，S部长有能力在生产许可证期满前终止生产许可证，因此有相关的程序和限制， 如果不向许可证持有人支付公正的条款补偿，北领地或联邦政府不能强制获得生产许可证。

生产许可证持有者拥有勘探石油、从许可区回收石油以及在许可区内进行石油勘探和开采所必需的作业的专有权。部长可在部长认为适当的条件下颁发生产许可证，并可指示生产许可证持有人维持、增加或降低该地区的石油采收率。

生产许可证的初始期限为 21年或25年，并可续签。

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保留许可证

保留许可证授予被许可人在许可区内进行地质、地球物理和化探项目以及其他作业和工程的独家权利，包括评估钻探，以评估许可区内的潜在资源。如果部长已收到保留许可证的申请，并对申请人遵守《石油法》的要求感到满意，则部长将决定批准或拒绝批准保留许可证。

保留许可证的初始期限为五年，经S部长批准后，可以续签。

根据《石油法》批准的环境保护措施的条件

根据许可证持有人必须遵守的条件授予许可证，包括履行最低工作义务和以合理的努力进行所有作业，并符合良好的油田实践和批准的技术工作计划。EP 76、EP 98、EP 117、EP 136、EP 143和EP 161的每份授权书均包含标准条件，包括如下：

•

每份授权书的条件5规定，持证人应在任何时候对领地及其雇员和代理人因违反持证人在普通法下的责任和义务(无论是明示或默示的)或索偿或适用于领地的任何现行法律而产生的债务、损害赔偿、费用或其他索赔、诉讼、诉讼和要求进行赔偿，而不论这种违反是持证人或其任何分包商、受雇人、雇员或代理人的行为；

•

每份授权书的条件10允许部长在任何时候要求所有权持有人以部长认为合适的形式和金额提供担保，以确保所有权持有人S履行相关EP项下的义务，确保许可证持有人S遵守这些许可证条件，和/或确保许可证持有人支付因许可证的授予、续期或更改对土著所有权和利益的影响而可能支付的补偿；以及

•

每份授权书还规定，除非向部长提供了相关细节(包括井或地震勘测区的地理位置)，并且已获得部长的必要批准，否则所有权持有人不得开始进行任何地震勘测或钻井。

许可证条件的更改、暂时吊销或豁免

许可证持有人可以申请更改、暂停或豁免许可证的条件。根据工业、旅游和贸易部发布的《石油勘探许可证申请评估准则》，暂停、延长、豁免或更改石油勘探许可证条件的申请必须在当前工作方案年度到期前三个月内提交。一般而言，工作计划不能因变化而减少。所有变更均由部长自行决定，并在 逐个案例基础。

许可证持有人可以向部长申请暂停和延长完成许可证持有人S工作计划承诺的期限。

暂停许可将推迟当前许可年度的 结束日期，但不会更改后续许可年度的结束日期。暂停和延期将推迟当前许可证年度和随后所有许可证年度的结束日期。如果许可证的条件被暂停，部长可以将许可证的期限延长一段不超过暂停期限的期限。

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每一个EPP的期限以前都通过向部长申请暂停和延长完成最低工作方案义务的日期而延长。

与交易和转让有关的部长批准

任何直接或间接设立、转让、影响或处理现有或未来环境保护的法律或衡平法权益或对其产生影响的文书，都必须得到部长的批准，并在公共登记册上登记，才能生效。

法定年费

持有许可证的人需要为每张许可证支付年费。环保计划并无未清缴的年费。

勘探许可证的期限和 续签

许可证有效期为五年，自获得许可证之日起或上次续签之日起计。一个EP最多可以续签两个后续任期。

续期申请除其他事项外，必须采用经批准的形式和方式，并附有一份报告，说明持证人S就可能受持证人S行动影响的地块的修复和复修计划。如果许可证期满后收到续签申请，部长将不予受理。

作为S部长决定续签许可证的一部分，部长可以减少许可证有效的区块数量。如果部长提议以这种方式行事，部长必须向持证人发出通知，请持证人(在通知规定的期限内)就减量提交意见书。申请续期的业权持有人可在不超过12个月的期间内，申请豁免减少续期申请中的区块数目的规定。豁免可规定：(A)推迟减少许可证面积；或(B)将许可证面积减少较少的区块。

如果许可证持有人未遵守《石油法》、任何指令或许可证须遵守的条件，或部长不认为存在有理由续签许可证的情况，部长可拒绝续签许可证。

交出许可证

持证人可以申请交出全部或部分许可证区域，但须符合《石油法》的要求。《石油法》规定，不得提出全部或部分许可证区域的移交申请，除非：(A)在拟议移交区内进行的所有作业已经停止；(B)已满足《石油法》或其他法令要求的所有环境后果，包括补救和修复土地(包括受影响的邻近土地)；以及(C)适用于拟议移交区的任何经批准的环境管理计划不再对拟议移交区有效。

部长可要求在接受移交之前遵守进一步的条件，或在部长认为根据情况有理由接受移交的情况下，在保留面积不是一个离散区域或小于允许的最低面积的情况下接受部分移交。

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EP条件

每个EP都有最低限度的工作义务。除EP(A)197外，每个EP都载有具体的最低工作义务。EP(A)197的最低工作量 义务将在EP授予之前由Sweetpea和NT政府商定。需要在不久的将来完成的与环境保护相关的最低工作义务包括：

•

EP 76：对已获得的数据进行地层评估，并将新的核心数据纳入勘探模型 ，估计支出为250,000澳元，将于2024年5月30日完成；

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EP 98：将于2024年5月30日前完成一口水平探井的钻井和水力压裂增产，估计支出为2000万澳元；

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EP 117：在2023年5月31日至2025年5月30日期间，完成了下列工作，估计支出为3 000万澳元：(A)钻一口垂直(先导)井，侧钻一口水平多级压裂模拟井；(B)对采集的资料进行地层评价；(C)进一步进行静态和动态油藏建模；

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EP 136：在提交了2023年9月28日的EP 136续展申请后，本EP的续展和所需最低工作义务的确认仍在等待中；

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EP 143：在2023年4月5日至2024年4月4日期间，完成了下列工作，估计支出为400 000澳元：(A)进行地质和地理研究以及综合二维地震数据；(B)评估商业化机会；(C)进行桌面基线环境评估；(D)准备陆路准入并开始谈判；(E)设计和规划125公里的二维地震调查；

•

EP 161：在2023年3月21日至2025年3月20日期间，完成了以下工作，估计支出为1 200万澳元：(A)获取、处理和解释200公里的二维地震数据；(B)钻探2口垂直探井；(C)地质和地球物理研究。

不遵守这些条件可能会导致部长：(A)取消与许可证标的的任何或所有区块有关的许可证；或(B)拒绝续签租约的申请。

如果未能在规定日期前履行这些义务，公司可以向部长提出申请，要求按照《工作计划》中所述的程序更改工作计划更改、暂时吊销或放弃豁免许可证的条件 上一节。然而，变更并不一定会被批准。

重叠物业单位

一般来说，在不同法规管辖的不同类型的资源方面，存在重叠保有权是意料之中的，在北领地并不少见。同一土地共享不同的用途，可能包含并行的开采权。例如，坦博兰拥有Beetaloo的石油开采权，但也有多个牧场承租人租用了在地表放牧牲畜的权利。此外，还有各种矿业权，如覆盖在Beetaloo的贵金属(金、银)和贱金属(铁矿石、铜、镍)矿权，以及深层地热权、砂矿 和集合体采矿权。

北领地立法制度没有规定任何特定形式的保有权相对于另一种保有权的一般优先顺序。取而代之的是，2010年矿业权法案(Nt)许可证持有人必须以尽可能少干扰所有权区域附近其他土地占用人的权利的方式，进行与所有权区域有关的授权活动。此外，1981年能源管道法(Nt)对在管道附近进行某些工程的人员施加限制，包括使用某些机械穿越管道或在该区域引爆炸药。此外，《2009年地热能法案》(Nt)规定地热所有权持有人有义务在受采矿或石油所有权约束的土地上开展地热活动之前与石油所有权持有人进行协商。《石油法》规定，部长不得在已经是另一份许可证或许可证标的的地区发放许可证。

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除了环保许可证和其他石油许可证不能重叠的要求外，《石油法》对非石油许可证的物业重叠问题只字不提，但它规定了所有权持有人的排他性利益。我们的每一份环保许可证都是根据《石油法》发放的。如果对拟议在物业单位进行的活动是否会干扰另一许可证持有人的权利有任何疑问，则需要与相关的权利人进行适当的磋商程序。

单位开发

如果部长 认为石油储藏库延伸到许可证区之外，并且为了确保经济和效率，石油储存库应作为一个单位工作是可取的，部长除其他外，可以要求持牌人和每个邻近地区的被许可人根据《石油法》签订登记计划，将石油储藏库作为一个单位进行工作和开发。如果计划没有在规定的时间内提交，或者部长没有批准提供给他的计划，部长必须准备一份计划，并将其提供给每个许可证持有人，该计划必须得到遵守。协议必须根据《石油法》登记才能生效。到目前为止，澳大利亚的页岩还没有发生过类似于强制合并或合并的这种类型的 协议。

访问权限

许可证持有人可以申请进入权限，以便在许可证持有人或被许可人的S许可证区域以外的区域进行某些活动。访问权限授权持有者在访问权限区域内进行石油勘探，或与在申请所针对的EP、许可证、租约或石油所有权中或从其中回收石油有关的操作，以及访问权限中指定的任何其他操作。

保留区块/ 禁止区

这些地区可以包括城镇、公园、保护区和具有高生态价值的地区。根据《石油法》，部长可以宣布，区块(不是有效许可证或许可证有效的区块)将不会成为许可证或许可证授予的对象。如果有与区块有关的有效声明，部长不能授予该区块的环境许可证或许可证。

保留区块200以前包括在EP 98覆盖的区域内。预留区块面积为115.8公里²并包括布洛瓦底自然保护区的整个区域。保留区块200已从EP 98放弃，不再构成此EP的一部分。EP 143的区域包括纽卡斯尔沃特斯镇周围2公里的缓冲区。预留区块85位于0.238公里的缓冲区内²在纽卡斯尔沃特斯镇附近。纽卡斯尔镇附近的缓冲区一直被排除在EP 143覆盖的区域之外。

《版税法案》规定的版税。

根据《特许权使用费法案》，该公司必须向NT政府支付压倒一切的法定特许权使用费，相当于从我们的资产生产的所有石油的井口总价值(扣除某些费用)的10%。该石油在井口的毛值是指该石油的销售价值减去该石油在特许权使用费年度的可扣除成本和该石油特许权使用费年度的可扣除上限之间的较小者。构成可扣除费用的费用是井口后处理、加工、提炼、储存、运输和销售费用。扣减上限为石油销售价值的75%。超过扣除上限的可扣除成本可结转到未来期间扣除。

法律诉讼

我们目前没有参与任何重要的未决法律程序，但与我们的业务相关的普通例行诉讼除外。我们可能会不时地受到各种索赔、所有权问题和法律问题的影响

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