根據規則424(B)(4)提交

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普通股 股

本招股説明書涉及本招股説明書中提及的出售股東(我們在此稱為出售股東)不時轉售(I)總計高達8,333,334股我們的普通股，每股面值0.00267美元(我們在此稱為 普通股)，出售股東持有的未償還可轉換本票及(Ii)合共最多767,240股可發行普通股 於出售股東持有的兩份未償還認股權證(我們在此稱為認股權證)行使後，潛在可發行的普通股 。

我們 不會根據本招股説明書出售任何證券，我們也不會從出售普通股的股東 出售普通股中獲得收益。然而，吾等可能會收到現金行使認股權證所得款項，若按所有767,240股普通股的現行適用行使價每股6.00美元現金行使，將為吾等帶來約4,603,440美元的總收益。

我們 將支付本次招股説明書提供的普通股登記費用，但 出售股東發生的所有出售和其他費用將由出售股東支付。出售股東可不時出售本招股説明書所提供的普通股，出售條款將於出售時通過普通經紀交易或本招股説明書中“分銷計劃”中所述的任何其他方式確定。出售股東可以出售股份的價格將由我們普通股的現行市場價格或談判交易確定。

我們的普通股在NYSE American LLC(或NYSE American LLC)交易，代碼為“INDO”。2022年6月1日，我們在紐約證券交易所美國證券交易所的普通股最近一次報告的售價為15.55美元。

投資我們的證券是高度投機性的，涉及到很大程度的風險。有關在投資我們的證券時應考慮的信息的討論，請參閲本招股説明書第12頁開始的“風險因素”。

美國證券交易委員會或任何州證券委員會都沒有批准或不批准這些證券，也沒有確定本招股説明書是否真實或完整。任何相反的陳述都是刑事犯罪。

本招股説明書的日期為2022年6月1日。

目錄表

您 應僅依賴本招股説明書或任何相關自由編寫的招股説明書中包含的信息。我們和出售股票的 股東均未授權任何人向您提供與本招股説明書或任何自由撰寫的招股説明書中包含的信息不同的信息。我們僅在允許要約和銷售的司法管轄區出售普通股，並尋求購買普通股。本招股説明書中包含的信息僅在本招股説明書發佈之日有效，與本招股説明書的交付時間或普通股的任何出售時間無關。

我們 未採取任何行動允許普通股在美國境外公開發行，或允許在美國境外擁有或 分發本招股説明書。在美國境外擁有本招股説明書的人 必須告知自己，並遵守與在美國境外發行普通股和分發招股説明書有關的任何限制。

我們 從市場研究、公開信息和行業出版物中獲得了本招股説明書中描述的統計數據、市場數據和其他行業數據和預測。行業出版物通常聲明，他們從他們認為可靠的來源獲得信息，但不保證信息的準確性和完整性。同樣，雖然我們相信統計數據、行業數據和預測以及市場研究是可靠的，但我們沒有獨立核實數據， 我們也不對信息的準確性做出任何陳述。我們未徵得消息來源的同意，未提及其在本招股説明書中以引用方式出現或併入的報告。

風險因素

投資我們的普通股具有很高的投機性，涉及很大程度的風險。。在投資我們的 普通股之前，您應仔細考慮本招股説明書中的所有信息，包括以下所述的風險和不確定性。以下任何風險都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響 。在任何這種情況下，我們普通股的市場價格都可能下降，您可能會損失全部或部分投資。

與我們的業務相關的風險

我們缺乏資產和地域多元化增加了在我們的投資風險，如果我們不多元化，我們的財務狀況和運營結果可能會惡化 。

我們的業務重點是印尼有限地區的石油和天然氣勘探，以及在我們的許可區內發現的任何重要儲量的開採 。因此，我們在業務性質和地理範圍方面都缺乏多元化。與業務更加多元化的情況相比，我們 可能會受到影響我們行業或業務所在地區的因素的影響更大。如果我們無法使我們的業務多樣化，我們的財務狀況和運營結果可能會惡化。

石油和天然氣價格波動已經並可能繼續對我們的運營結果和財務狀況產生不利影響。

我們的收入、現金流、盈利能力和未來增長率在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格，而這是我們無法控制的。如果油價較高，我們可以從鑽探業務中獲得更多現金，如果油價較低，我們產生現金的能力就會降低。此外，我們以有吸引力的條款借入資金和獲得額外資本的能力也在很大程度上取決於石油和天然氣價格。從歷史和近期來看，世界範圍內的石油和天然氣價格和市場一直波動很大，未來可能還會繼續波動。

石油和天然氣的價格 受石油和天然氣供需相對較小的變化、市場不確定性和各種我們無法控制的其他因素的影響而出現較大波動。這些因素包括國際政治局勢(包括戰爭、衝突、貿易和其他爭端、網絡攻擊和類似事件)、國內外石油和天然氣供應、消費者需求水平和影響此類需求的因素、天氣狀況、國內外政府法規、替代燃料的價格和可獲得性以及整體經濟狀況。此外，各種因素，包括國內和國外對生產和運輸的監管效果、總體經濟狀況、其他生產商鑽探造成的供應變化以及需求變化，可能會對我們銷售石油和天然氣產品的能力產生不利影響。石油或天然氣價格的任何大幅下跌都將對我們的收入、運營收入、現金流和借款能力產生不利影響，並可能要求我們的石油和天然氣資產的賬面價值和我們計劃的資本支出水平 下降。這種風險在2020年和2021年表現得淋漓盡致，全球新冠肺炎疫情導致油價大幅波動，2022年俄羅斯入侵烏克蘭。在大流行持續期間，只要全球經濟仍不確定，我們可能會繼續受到石油和天然氣價格相關風險的影響。

在與政府達成的任何天然氣銷售安排中，我們未來可能加入的任何安排都存在固有的信用風險。

印尼的天然氣供應合同是在SKK Migas、天然氣買家和賣家之間逐個油田談判的。天然氣供應合同中的常見條款 是一種按需付費的安排，要求買方支付與某些預先商定的天然氣數量相對應的價格，並取消這些數量，或者支付相應的價格，無論其是否購買這些天然氣。在某些情況下，例如印尼或全球的工業或經濟危機，買方可能不願意或無法支付這些款項，這可能會引發合同的重新談判，併成為各方之間法律糾紛的主題。 當我們建立天然氣生產並與政府簽訂相關合同時，此合同條款可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生 實質性不利影響，因為它會減少我們的淨利潤或增加我們未來的總負債 ，或者兩者兼而有之。

我們 面臨來自政府的信用風險，以及印尼國家石油公司有能力及時向我們公司支付運營成本和利潤分成 。

我們目前的現金流入依賴於與印尼國家石油公司的“成本回收”和利潤分享安排，這意味着所有運營 成本(勘探、開發、開採、生產、運輸、營銷、廢棄和場地恢復過程中產生的支出和債務)都由我公司預付，然後由印尼國家石油公司償還，外加運營利潤的一部分。 印尼國家石油公司的任何延遲付款都可能對我們的運營產生不利影響，並推遲資本投資的時間表，否則可能會對我們的業務、前景、財務狀況和運營結果產生不利影響。

鑽探油井和天然氣井是一項高風險活動。

我們的增長在很大程度上依賴於我們鑽探計劃的成功。天然氣和石油鑽探涉及許多風險，包括不會遇到具有商業價值的天然氣或油氣藏的風險。鑽井、完井和操作的成本是巨大的和不確定的，鑽井作業可能會由於我們無法控制的各種因素而減少、推遲或取消 包括：

我們的Kruh 25井在雨季坍塌，我們 在2021年的鑽井中遇到了困難。我們未來的鑽探活動可能不會成功，如果不成功，這種失敗將對我們未來的運營結果和 財務狀況產生不利影響。我們的總體鑽探成功率或特定地理區域活動的鑽探成功率可能會下降 。我們可能無法在我們的預期時間範圍內租賃或鑽探已確定或預算的潛在客户，或者根本無法。我們可能無法租賃或鑽探特定的潛在客户，因為在某些情況下，我們在尋求潛在客户或鑽探地點的 期權或租賃權之前，會先確定該潛在客户或鑽探地點。同樣，我們的鑽探計劃可能與我們的資本預算不同。關於任何預定或預算油井的鑽探的最終決定將取決於許多因素，包括：

這些 項目可能無法成功開發，如果鑽井，可能不會遇到商業生產的天然氣或石油的儲集層。

較低的石油和/或天然氣價格也可能會減少我們可以經濟地生產的石油和/或天然氣的數量。

持續 石油和/或天然氣價格大幅下跌可能使我們的勘探、開發和開採項目的很大一部分從經濟角度來看是不可行的，這可能導致我們不得不大幅下調我們的估計已探明儲量 。因此，石油和/或天然氣價格的長期或大幅下跌，如我們自2014年年中以來經歷的，並在2020至2021年新冠肺炎疫情期間加劇的 ，會對我們未來的業務、財務狀況、運營結果、流動性和融資資本支出的能力造成並可能在未來造成重大不利的 影響。此外， 如果我們的石油和天然氣價格持續大幅下跌，導致我們的石油和天然氣資產的預期未來現金流低於我們資產的賬面淨值，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的價值。 任何此類資產減值都可能對我們的運營業績產生實質性的不利影響，進而影響我們普通股的交易價格 。

新冠肺炎的爆發和能源市場的波動可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響。

新冠肺炎的爆發並在2020年3月發展成為一場大流行，導致了全球範圍內的重大破壞。 世界各地的政府當局、個人和公司為防止新冠肺炎傳播而採取的行動限制了旅行、業務運營以及包括美國和印度尼西亞在內的全球個人流動和麪對面互動的整體水平。此外，疫情的影響，包括石油和天然氣需求的減少，再加上石油輸出國組織(“歐佩克”)成員國在2020年3月宣佈降價和增產後大宗商品價格大幅下跌，導致全球經濟普遍大幅收縮，尤其是石油和天然氣勘探行業。雖然歐佩克及其盟友此後已宣佈達成減產協議，但這種情況，加上新冠肺炎的影響，繼續導致石油和天然氣行業大幅下滑。

新冠肺炎疫情已導致我們修改業務做法，包括限制員工差旅、要求員工遠程工作 以及取消親自參加會議、活動和會議，我們可能會根據政府當局的要求或我們認為最符合員工、客户和業務合作伙伴利益的措施 採取進一步行動。 尚不確定這些措施是否足以緩解新冠肺炎帶來的風險，或者是否能令政府 有關部門滿意。如果我們的許多員工同時感染新冠肺炎，我們的運營可能會受到不利影響。

新冠肺炎疫情對資本市場造成的持續幹擾，特別是在能源行業，可能會對我們的融資能力產生負面影響。過去，我們通過發行股權證券來為我們的業務融資。然而，我們無法 預測新冠肺炎對宏觀經濟造成的幹擾何時會消退，或者經濟何時會恢復到新冠肺炎之前的水平(如果有的話)。這種宏觀經濟中斷可能會擾亂我們籌集額外資本為我們未來的運營提供資金的能力，這可能會對我們的業務、財務狀況和前景產生實質性的不利影響，並可能最終導致我們的業務失敗。

新冠肺炎最終對我們的業務、運營結果和財務狀況的影響程度將取決於未來的發展， 這些發展是不確定和無法預測的，包括但不限於新冠肺炎或新冠肺炎的變體的持續時間和傳播， 其嚴重性，遏制新冠肺炎或治療其影響的措施(如接種疫苗)，以及恢復正常經濟和運營狀況的速度和程度。即使在新冠肺炎消退之後，我們也可能繼續經歷由於其全球經濟影響而對我們的業務造成的實質性不利影響，包括已經發生或未來可能發生的任何衰退，以及對石油和天然氣價格波動的持久影響。

我們 可能無法為增加儲量和產量所需的資本支出提供資金。

我們 必須進行資本支出，以開發現有儲量並發現新的儲量。從歷史上看，我們的資本支出主要通過關聯方和非關聯方融資以及我們在2019年12月的首次公開募股和2022年與L1 Capital的融資來融資。我們預計未來將繼續利用這些或類似的資源(以及來自潛在股權和債務融資的資金以及任何未來的正現金流)。

然而， 我們不能向您保證，我們未來將有足夠的資本資源為我們所有計劃的資本支出提供資金。 情況尤其如此，因為我們籌集的資金少於我們在2019年12月首次公開募股時的預期，這 要求我們在2020至2021年期間修改我們的鑽探和其他運營計劃。

此外，石油和天然氣價格的波動、我們鑽探計劃的時機和鑽探結果將影響我們的運營現金流。 較低的價格和/或產量也可能會減少收入和現金流，從而減少可用於滿足我們資本需求的財務資源 ，包括減少可用於追求我們的鑽探機會的金額。如果我們的運營現金流沒有因為資本支出而增加，我們的運營現金流將需要更大比例的運營現金流來償還債務和運營費用，我們的資本支出必然會減少。

戰略決策，包括將資本和其他資源分配給戰略機會，是具有挑戰性的，我們未能在戰略機會中適當地分配資本和資源，可能會對我們的財務狀況產生不利影響，並降低我們的增長率。

我們未來的增長前景取決於我們為業務確定最佳戰略的能力。在制定我們的業務計劃時，我們已經並將繼續考慮將資本和其他資源分配到我們業務的各個方面，包括油井開發 (主要是鑽井)、儲量收購、勘探活動、公司項目和其他替代方案。我們還將繼續 考慮我們可能的資金來源。我們為目前的商業計劃提供資金的能力取決於我們的可用資金。由於我們 籌集的資金少於我們在2019年12月首次公開募股時的預期，我們面臨着與這些資金的分配相關的挑戰，這要求我們修改我們的業務計劃，這可能會對我們 為我們的計劃提供充分資金的能力造成挑戰。此外，儘管我們在制定業務計劃時做出了決定，但我們仍會定期注意到以前未確定的業務機會，包括可能的收購和處置。如果我們未能確定最佳業務戰略，或未能優化我們的資本投資和籌資機會以及我們在推進業務戰略方面的其他資源使用 ，我們的財務狀況和增長率可能會受到不利影響。此外，經濟或其他情況可能會與我們的業務計劃中設想的情況發生變化，而我們未能認識到這些變化或對這些變化做出反應可能會限制我們實現目標的能力。

我們對未來鑽探活動的預期將在幾年內實現，使其容易受到不確定性的影響，這些不確定性可能會 實質性地改變此類活動的發生或時間。

我們 已經確定了Kruh區塊和Citarum區塊的鑽探地點和未來鑽探機會的前景，包括開發和勘探鑽探活動。這些鑽井地點和前景是我們未來鑽井計劃的重要組成部分。 我們鑽探和開發這些地點的能力取決於許多因素，包括資金的可用性、監管部門的批准、與第三方的協議談判、大宗商品價格、成本、設備、服務、資源和人員的可獲得性以及鑽井結果。不能保證我們將在這些地點鑽探，也不能保證我們將能夠從這些地點或任何其他潛在的鑽探地點生產石油。我們在規劃和執行其鑽井計劃時所依據的法律或法規的變化可能會對我們成功完成這些計劃的能力產生不利影響。

我們估計的石油儲量是基於可能被證明是不準確的假設。

石油工程是對無法精確測量的石油和天然氣儲量進行估計的主觀過程，其他工程師的估計可能與本文中的估計大不相同。在估計已探明石油的數量時，存在許多固有的假設和不確定性，包括預測未來的產量、開發支出的時間和數量以及石油和天然氣的價格，其中許多都超出了我們的控制範圍。估計日期之後的鑽井、測試和生產結果可能需要進行修改。因此，儲量估計往往與最終回收的石油和天然氣數量存在重大差異，如果該等回收數量大幅低於最初的儲量估計，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

我們 可能找不到與我們的勘探活動相關的任何具有商業價值的油氣藏。

我們的 業務前景目前取決於從我們的Kruh區塊提取資產，以及在我們的Citarum 區塊中找到足夠的儲量。鑽探涉及許多風險，包括我們鑽探的新油井將無法生產或我們無法收回全部或任何部分資本投資的風險。開採石油和天然氣可能無利可圖。油井產量高，但在扣除鑽井、運營和其他成本後不能產生足夠的淨收入，這些油井是無利可圖的。根據性質，對未開發儲量的估計 不太確定。開採這些儲量將需要大量的資本支出和成功的鑽井和完井作業。 此外，我們的物業可能會受到鄰近物業其他作業的生產排水的影響。如果我們生產的石油和天然氣數量 減少，我們的運營現金流可能會減少。

我們 可能無法通過獲得額外生產我們勘探區塊的權利來擴大運營。

我們的關鍵業務戰略之一是擴大我們的資產組合，其中可能包括生產我們的勘探區塊。我們目前已確定 一個潛在區塊--Rangkas地區，我們的目標將是確保在Rangkas和印度尼西亞其他地區開展活動的權利，然而，由於競爭性招標過程和圍繞政府合同的不確定性，以及其他 因素，我們可能無法獲得在任何其他地區進行勘探或生產活動的權利。特別是，我們在通過印尼政府的招標程序收購新的石油區塊方面面臨着來自其他石油和天然氣公司的競爭 。我們這些招標的競爭對手包括印尼國家石油公司(PerTamina)(它可以自己競標區塊)，以及其他久負盛名的大型國際石油和天然氣公司。這類公司擁有更多的資本和資源，在競標特許權時能夠提供更有吸引力的條件。如果我們無法獲得更多區塊的權利， 我們將沒有額外的收入和利潤機會，並繼續受到與我們目前缺乏資產多元化相關的風險的影響，所有這些都會損害我們的運營結果。

我們 可能跟不上我們行業的技術發展。

石油和天然氣行業的特點是快速和重大的技術進步以及使用新技術的新產品和服務的推出 。當其他人使用或開發新技術時，我們可能會處於競爭劣勢，而競爭壓力可能會迫使我們以高昂的成本實施這些新技術。此外，其他石油和天然氣公司可能擁有更大的財力、 技術和人員資源，使它們能夠享受技術優勢，並可能在未來允許它們在我們之前實施新的 技術。我們可能無法應對這些競爭壓力並及時實施新技術 或以可接受的成本實施。如果我們現在或未來使用的一項或多項技術過時，或者如果我們無法使用最先進的商業可用技術，我們的業務、財務狀況和運營結果可能會受到重大影響 。

我們 之前不得不修改，未來我們可能不會遵守我們提議的鑽探時間表。

雖然我們已經在內部批准了Kruh區塊的開發計劃，並公開表示了我們對Kruh區塊新鑽探活動的意向 ，但我們最終決定是否以及何時鑽探任何計劃或預算的油井(無論是在Kruh區塊 還是在其他地方)將取決於許多因素，包括：

儘管 我們已確定或預算了多個鑽井地點，但我們可能無法在預期時間內 框架內或根本無法鑽探這些地點。此外，由於未來的不確定性，我們的鑽探計劃可能與我們的預期不同。

此外， 條件(如天氣、政府允許、我們的資本資源和類似情況)過去要求我們修改或推遲我們的鑽探計劃，未來也可能要求我們修改或推遲我們的鑽探計劃。影響我們鑽井計劃時間的一些因素 超出了我們的控制範圍。實施鑽探計劃的任何延遲都可能損害我們的聲譽和股價，還可能對我們的運營結果(包括我們的現金流)產生重大不利影響。

季節性 天氣條件和其他因素可能會對我們進行鑽探活動的能力產生不利影響。

我們的運營可能會受到天氣狀況的不利影響。惡劣天氣條件限制並可能暫時停止我們在此類條件下運行的能力。我們在2021年經歷了與天氣有關的挑戰，我們的Kruh 25油井坍塌，這 使我們在2021年的產量下降。這些限制以及由此導致的短缺或高成本可能會延遲或暫時停止我們的石油和天然氣業務，並大幅增加我們的運營和資本成本，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。

鑽機、設備、供應、人員和油田服務缺乏可用性或成本高昂，可能會對我們在預算範圍內及時執行開採和開發計劃的能力造成不利影響。

我們的行業是週期性的，經常出現鑽機、設備、供應、油田服務或合格人員短缺的情況。在這些期間，鑽井平臺、設備和用品的成本和交付時間要大得多。此外，隨着現役鑽機數量的增加，對合格鑽機工人的需求和工資率也會上升。在活動增加的時期和地區，對油田服務的需求也可能上升，這些服務的成本可能會增加，而這些服務的質量可能會受到影響。如果鑽機、設備、供應品、油田服務或合格人員的供應不足或成本過高，在我們的任何業務領域特別嚴重，我們可能會受到實質性和不利的影響 。延遲還可能對我們的運營結果產生不利影響，包括新油井開始生產的時間 。

由於各種我們無法控制的因素，我們的鑽井作業可能會被削減、推遲或取消。

特別是關於新型冠狀病毒大流行，此次疫情在世界各地的全面影響目前尚不清楚，也無法預測，可能會對(I)印尼對石油和天然氣的需求、(Ii)我們為鑽井作業配備人員的能力和(Iii)我們的供應鏈產生重大不利影響。

這些事件中的任何一項都可能對我們進行運營或造成重大損失的能力造成不利影響，包括人身傷害或生命損失 、財產、自然資源和設備的損壞或破壞、污染或其他環境污染、油井損失 、監管處罰、暫停運營和律師費以及在起訴或辯護訴訟中產生的其他費用。

我們 不為所有潛在的運營風險投保。我們可能會因與石油和天然氣業務相關的未投保或投保不足的風險索賠而蒙受重大損失，並承擔重大責任。

我們 不保一切險。我們的石油和天然氣開採和生產活動受到與石油和天然氣鑽探、生產和運輸相關的危險和風險的影響，這些風險中的任何一種都可能導致重大損失，導致：

我們 承保一般行業風險，每個事件的保險限額為35,000,000美元，每個區塊的保險限額為100,000,000美元。但是，我們不知道任何事件造成的損失的程度，並且存在我們的保險可能 不足以覆蓋所有適用的損失的風險，如果損失被覆蓋的話。未投保和投保不足事件或超出現有保險覆蓋範圍的損失和負債可能對我們的業務、財務狀況或經營結果產生重大不利影響。

我們對地震數據的使用受到解釋的影響，可能無法準確識別石油和天然氣的存在。

即使在正確使用和解釋的情況下，地震數據和可視化技術也只是用來協助地球科學家識別地下構造和最終的碳氫化合物指示物的工具，而不能使解釋人員知道這些構造中是否確實存在碳氫化合物。此外，與傳統的鑽井策略相比，使用地震和其他先進技術需要更多的鑽井前支出，因此我們可能會因這些支出而蒙受損失。由於與我們使用地震數據相關的這些不確定性，我們的一些鑽探活動可能不成功或在經濟上不可行，我們的整體鑽探成功率或特定地區活動的鑽探成功率可能會下降，這可能對我們產生重大不利影響 。

我們 可能會因為在與土地所有者和我們的保護區所在的當地社區的談判中遇到困難而遭受延誤或增加的成本 。

訪問我們運營的站點需要與土地所有者和當地社區 達成協議(包括評估、通行權和訪問授權)。如果我們無法與土地所有者談判達成協議，我們可能不得不向法院申請進入我們的作業地點，這可能會延誤我們在這些地點的作業進度。 不能保證與土地所有者和當地社區的糾紛不會延誤我們的運營，也不能保證我們未來與這些土地所有者和當地社區達成的任何協議不會要求我們產生額外的成本，從而對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。當地社區也可能抗議或採取限制 或導致民選政府限制我們進入我們的運營地點的行動，這可能會對我們在此類地點的運營產生實質性的不利影響。

不利的信貸和市場狀況可能會對印尼經濟產生負面影響，並可能對我們獲得資金的能力、我們的總體業務和經營結果產生負面影響。

全球金融危機和全球金融體系中的相關動盪可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生了負面影響。特別是，如果主權債務危機或全球流行病加劇了國際信貸市場的中斷，對印尼經濟(我們的石油和天然氣產品由政府在印尼銷售)造成不利影響，我們的業務可能會受到影響，並可能在我們需要融資的時候對我們進入信貸或資本市場的能力造成不利影響，這可能會影響我們對不斷變化的經濟和商業狀況做出反應的靈活性。上述任何因素或這些因素的組合，或我們目前未知的類似因素，都可能對我們的流動資金、運營結果和財務狀況產生不利影響。

我們產品的市場適銷性在很大程度上取決於石油和天然氣收集系統、管道、存儲和加工設施的可用性、鄰近程度和能力。

我們產品的適銷性在一定程度上取決於加工和儲存。此類收集系統和管道上的運輸空間 有時是有限的，有時是不可用的，原因是此類設施正在進行維修或改進，或者由於此類空間被具有優先運輸協議的其他公司使用。我們使用交通工具的途徑也會受到印尼法律、石油和天然氣生產和運輸法規、總體經濟狀況以及供需變化的影響。這些因素 和市場供應情況超出了我們的控制範圍。如果我們獲得這些運輸和存儲選項的途徑發生巨大變化， 對我們的財務影響可能是巨大的，並對我們生產和銷售石油和天然氣的能力產生不利影響。

針對石油和天然氣行業使用的系統和基礎設施的網絡攻擊 可能會對我們的運營產生不利影響。

我們的業務越來越依賴數字技術來進行某些勘探、開發和生產活動。 我們依賴數字技術來估計石油儲量，處理和記錄財務和運營數據，分析地震和鑽井信息，並與我們的員工和第三方合作伙伴進行溝通。未經授權訪問我們的地震數據、儲量信息或其他專有信息可能會在我們的勘探或生產操作中導致數據損壞、通信中斷或其他操作中斷 。此外，計算機技術控制着印尼幾乎所有的石油和天然氣分配系統 ，這是將我們的產品運往市場所必需的。針對石油和天然氣分銷系統的網絡攻擊 可能會破壞關鍵的分銷和儲存資產或環境，延遲或阻止向市場交付產品，並使 難以或不可能準確計算產量和結算交易。

雖然我們沒有經歷過重大的網絡攻擊，但我們未來可能會遭受此類攻擊。此外，隨着網絡攻擊的持續發展，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施，或調查 並補救網絡攻擊的任何漏洞。

我們 依賴我們可能無法控制的獨立專家和技術或運營服務提供商。

我們 使用獨立承包商為我們提供某些技術援助和服務。我們依賴鑽機和鑽井設備的所有者和操作員以及現場服務提供商來鑽探和開發我們的生產前景。我們還依賴其他第三方的服務來探索和/或分析我們的潛在客户，以確定以經濟高效的方式開發潛在客户的方法 。我們對這些服務提供商的活動和業務實踐的控制有限，我們無法與他們保持令人滿意的商業關係，或他們未能提供優質服務，都可能對我們的業務、運營結果和財務狀況產生重大不利影響。

石油和天然氣的市場狀況，特別是石油和天然氣價格的波動，可能會對我們的收入、現金流、盈利能力和增長產生不利影響。

我們的收入、現金流、盈利能力和未來增長率在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。價格還會影響可用於資本支出的現金流數量，以及我們借錢或籌集額外資本的能力。較低的價格也可能使我們提高甚至維持目前的石油和天然氣產量水平不划算。

石油和天然氣的價格 受石油和天然氣供需相對較小的變化、市場不確定性和各種我們無法控制的其他因素的影響而出現大幅波動，包括：

對已探明儲量和未來淨收入的估計從本質上講是不準確的。

根據公認會計原則和美國證券交易委員會規則的要求評估石油儲量的過程是複雜的，涉及評估可用地質、地球物理、工程和經濟數據的決策和假設。因此，這些估計是不準確的。未來的實際產量、石油和天然氣價格、收入、税收、資本支出、運營費用和可採石油儲量很可能與估計的不同。任何重大差異都可能對我們儲備的估計數量和現值產生重大影響。此外，我們可能會調整已探明儲量的估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當前的油氣價格和其他因素，其中許多因素是我們無法控制的。

除非我們更換我們的石油儲備，否則隨着時間的推移，我們的儲量和產量將會下降。我們的業務有賴於我們繼續成功地識別生產油田和前景，以及我們未來鑽探所確定的地點可能不會產生商業數量的石油或天然氣 。

石油資產的產量隨着儲量的枯竭而下降，下降的速度取決於儲集層的特徵。因此，隨着這些儲量的生產，我們目前已探明的儲量將會下降。我們未來的石油儲量和產量，以及我們的現金流和收入，高度依賴於我們能否有效地開發我們現有的儲量，並在經濟上找到或獲得額外的可採儲量。雖然我們過去在確定和開發商業可開採礦藏和鑽探地點方面取得了成功，但我們可能無法在未來複制這種成功。我們可能不會發現更多可商業開採的 礦藏或成功鑽探、完成或生產更多石油儲量，而我們已經鑽探並計劃在我們的區塊或特許權區域內鑽探的油井可能不會發現或生產任何更多的石油或天然氣，或可能不會發現或生產更多商業上可行的石油或天然氣數量以使我們能夠繼續盈利。如果我們無法更換目前和未來的產量，我們的儲量價值將會下降，我們的業務、財務狀況和經營結果將受到實質性的不利影響 。

我們的業務需要大量的資本投資和維護費用，我們可能無法以令人滿意的條款或根本無法融資。

石油和天然氣行業是資本密集型行業，我們預計將在我們的業務和運營中投入大量資本支出，用於石油儲量的勘探和生產。我們未來資本支出的實際金額和時間可能與我們的估計大不相同，原因包括大宗商品價格、實際鑽井結果、鑽井平臺和其他設備和服務的可用性，以及監管、技術和競爭方面的發展。為應對大宗商品價格上漲，我們可能會增加實際資本支出。我們可能需要籌集更多資金來支持我們的業務，我們打算 通過我們業務產生的現金和潛在的未來融資安排為我們未來的資本支出提供資金。然而， 我們的融資需求可能需要我們通過發行債務或股權證券或出售資產來大幅改變或增加我們的資本。我們還面臨這樣的風險，即融資安排(包括銀行貸款或公開或私募債務或股權證券)可能無法在需要時以優惠條款或根本不向我們提供，這可能會對我們運營公司的能力造成不利影響。

如果我們的資本要求與當前計劃有很大差異，我們可能需要進一步融資。此外，我們未來可能會產生鉅額財務債務，這可能涉及對其他融資和經營活動的限制。這些變化 可能會導致我們的業務成本增加，限制我們尋求收購機會的能力，減少用於鑽井的現金流，並使我們處於競爭劣勢。運營現金流的大幅減少或信貸的可獲得性 可能會對我們實現計劃增長和運營業績的能力產生重大不利影響。

我們對我們市場的估計是基於我們的研究，但可能被證明是不正確的。

此 招股説明書包含我們從私人出版物獲得的某些數據和信息。這些出版物中的統計數據還包括基於若干假設的預測。我們的行業可能不會以市場數據預測的速度增長，或者根本不會。如果該市場未能以預計的速度增長，可能會對我們的業務和我們普通股的市場價格產生實質性的不利影響。此外，石油和天然氣行業快速變化的性質導致與我們市場的增長前景或未來狀況有關的任何預測或估計都存在重大不確定性。此外，如果市場數據背後的任何一個或多個假設後來被發現是不正確的，實際結果可能與基於這些假設的預測不同。您不應 過度依賴這些或其他前瞻性陳述。請參閲“關於前瞻性陳述的告誡”。

與我們石油和天然氣業務監管相關的風險

我們 受制於石油和天然氣行業常見的複雜法律，特別是在印度尼西亞，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。

石油和天然氣行業受到世界各國政府的廣泛監管和幹預，包括印尼在諸如授予勘探和生產利益、實施特定勘探和鑽探義務、分配和限制生產、價格控制、所需的資產撤資和外匯控制，以及開發和國有化、沒收或取消合同權等事項上的廣泛監管和幹預。

我們 過去曾被要求，將來也可能被要求支付鉅額支出以遵守政府法律和法規 ，包括以下方面：

根據這些法律法規，我們可能對人身傷害、財產損失、環境損害和其他 類型的損害承擔責任。不遵守這些法律法規還可能導致我們的業務暫停或終止 ，並受到行政、民事和刑事處罰。此外，這些法律和法規可能會發生變化，從而大幅增加我們的成本。任何此類責任、義務、處罰、停職、終止或監管變更都可能 對我們的業務、財務狀況或運營結果產生重大不利影響。

此外，持有我們的石油和天然氣權益的協議的條款和條件通常反映了與政府當局的談判，可能會有很大差異。這些協議採取特殊合同、特許權、許可證、協會或其他類型的協議的形式。與這些特殊合同、特許權、許可證、協會或其他類型的協議有關的任何暫停、終止或監管變更都可能對我們的業務、財務狀況或運營結果產生重大不利影響 。

我們的Citarum區塊PSC在某些情況下需要或可能要求我們放棄部分主題合同區，這可能會使我們沒有更少的區域可供探索。

根據我們與SKK Migas簽訂的Citarum區塊生產分享合同，在某些情況下，我們需要或可能需要我們將合同區域的一部分交還給政府，這些部分將由我們和 政府商定。這種情況包括如果我們無法完成我們在PSC中為Citarum商定的工作計劃。如果我們放棄 或被要求放棄Citarum的一部分，我們可能會剩下更少的勘探區域，從而減少我們可以利用的潛在資源 。有關更多信息，請參閲“業務-我們的資產-Citarum街區”。我們可能需要在未來與政府簽訂的合同中同意類似的條款。

印度尼西亞法律法規的解釋和適用涉及不確定性。

與更成熟的法律制度相比，印度尼西亞的法院對司法結果的確定性可能較低，或者司法程序可能更漫長。當裁決沒有明確定義時，企業可能會因為簡單的問題而捲入漫長的司法程序。此外，法律起草質量不佳以及解決問題或爭端的法律程序過度拖延可能會使這些問題變得更加複雜。印度尼西亞法律制度的這些特點可能使我們面臨幾種風險，包括： 可能更難獲得有效的法律補救；政府方面具有更高的自由裁量權； 在解釋相關法律或條例方面缺乏司法或行政指導； 與各種法律、條例、法令、命令和決議之間存在不一致和衝突；或司法機構和法院在此類事項上相對缺乏經驗或缺乏可預測性。

在印度尼西亞的執法可能取決於相關地方當局的解釋，並受其解釋的制約。這樣的當局可能會 採用不同於當地律師向我們提供的建議或甚至不同於地方當局本身以前給出的建議的對當地法律某一方面的解釋。地方自治問題在印度尼西亞極具爭議性，這給相關法律和法規要求的解釋和適用增加了進一步的不確定性。此外，就法院如何解釋此類法律以及如何將此類法律適用於其特許權、加入業務、許可證、許可證申請或其他安排提供指導的相關案例 法律非常有限。即使存在這樣的判例法，它也缺乏在美國法律體系中發現的具有約束力的先例價值。

例如，2012年11月13日，印度尼西亞共和國憲法法院(印度尼西亞共和國馬赫卡馬·孔斯蒂圖西發佈了第36/PUU-X/2012號決定(或MK第36/2012號決定)。在其中，MK宣佈2001年《石油和天然氣法》中的幾項條款無效並解散 巴丹·佩拉克薩納·米尼亞克丹·加斯·布米(或BP Migas)未能按照其對《印度尼西亞共和國憲法》第33條的解釋要求直接管理石油和天然氣資源。為響應MK第36/2012號決定， 政府創建了SKK Migas，並根據2013年關於實施天然氣和天然氣上游業務活動管理的第9號總統條例授權其接管BP Migas的職能。然而，雖然到目前為止這些安排還沒有受到挑戰，但未來對當前安排的挑戰以及印度尼西亞法律的總體變化可能會要求我們修改我們的運營和發展計劃，並可能對我們的運營結果產生不利影響。

政府和政府機構加強監管可能會增加合規成本，並對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。

我們在印尼的業務運營受到眾多政府機構發佈的不斷擴大的法律、規則和法規體系的制約。 SKK Migas和印尼能源和礦產資源部(或MEMR)的角色變化，加上印尼的政治變化，使其他政府機構，如貿易部、林業部、環境部和印尼銀行，在監管印尼石油和天然氣行業方面發揮了更大的作用。此外，印尼税務當局最近啟動了額外的税務審計，並實施了增加石油和天然氣行業税收的措施。

繼續擴大政府機構的作用可能會導致採用新的法律、法規和做法，我們將被要求遵守這些法律、法規和做法。此類立法、法規和做法可能會更加嚴格，並可能導致未來法律和法規合規支出的金額和時間與目前的水平有很大差異。它們還可能要求對我們的運營和發展計劃進行 更改，這可能會對我們的運營結果產生不利影響。

2001年《石油和天然氣法》的解釋和適用以及預期的新《石油和天然氣法》的頒佈是不確定的， 可能會對我們的業務、財務狀況和經營業績產生不利影響。

在印度尼西亞，與石油和天然氣活動相關的法律和法規的複雜性因法律和監管框架中的不確定性而變得更加複雜。印度尼西亞2001年《石油和天然氣法》(或《石油和天然氣法》)於2001年11月23日生效。這部法律規定了管理石油和天然氣活動的一般原則的法定機構，並在一系列政府條例、總統令和部長令中得到進一步發展和實施。《石油和天然氣法》的規定一般很寬泛，幾乎沒有解釋性指導的來源。此外，並不是所有的石油和天然氣法實施條例都已經出臺，有些是最近才頒佈的。目前尚不確定這些法規將如何影響我們和我們的運營 沒有明確的應用實例，而圍繞《石油和天然氣法》及其實施法規的不確定性 增加了在印尼開展石油和天然氣活動的風險，並可能導致成本增加。

政府還可能通過與現有政策不同的有關石油和天然氣勘探、開發和生產的新法律和/或政策，這些法律和/或政策對在印尼開展業務的成本產生不利影響。如果對當前法律和法規框架的任何更改對我們的業務和地位不利，並且在一定程度上對我們的業務、發展計劃、財務狀況和運營結果造成不利影響。

我們和我們的運營受到眾多環境、健康和安全法律法規的約束，這可能會導致重大責任和成本 。

我們 和我們的運營受到各種國際、國內和國外的當地環境、健康和安全法律法規的約束，其中包括污染物向地面、空氣或水的排放和排放；受管制材料的產生、儲存、搬運、使用、運輸和處置；以及人類健康和安全。我們的運營還受到石油和天然氣行業固有的某些環境風險的影響，這些風險可能會意外出現，對我們的業務、財務狀況和運營結果造成重大不利影響。 違反環境法，以及對自然資源的影響和未經授權使用此類資源，可能會導致環境行政調查和/或導致我們的特許權和合同終止 。其他潛在後果包括罰款和/或環境犯罪行動。

我們的運營需要從政府部門獲得環境許可，包括我們油井的鑽探許可。 我們可能不會始終完全遵守這些許可以及我們所遵守的環境、健康和安全法律法規 。如果我們違反或未能遵守這些要求，監管機構可能會對我們處以罰款或其他制裁，包括吊銷我們的許可證或暫停或終止我們的業務。如果我們未能及時或根本(例如由於合作伙伴、社區或環境利益團體的反對、政府 延誤或任何其他原因)獲得、維護或續簽許可證，或者如果我們因適用法律和法規的變化而面臨額外要求，我們的運營 可能會受到不利影響、阻礙或終止，這可能會對我們的業務、財務狀況 或運營結果產生重大不利影響。

例如，經2020年第11號《創造就業法》(或《總體法》)修訂的2009年第32號《環境保護和管理法》(或《環境法》)及其實施條例、2021年《環境保護和管理條例》第22號(或GR 22/2021號)要求從事石油和天然氣經營的實體必須提交環境影響評估報告(Mengenai Dampak Lingkungan或Amdal)，以及環境管理努力計劃(Upaya Pengelolaan Lingkungan Hidup，或英國)或環境監測工作計劃(Upaya Pemantauan靈昆幹髖關節或UPL)，批准。根據環境法，如果我們未能履行相關AMDAL或UKL或UPL中包含的義務，我們的環境許可證可能會被吊銷，這反過來可能導致我們的營業執照被吊銷。

作為我們過去、現在和未來某些發現和展望的所有者、股東或運營者，我們可能要為我們的行動和遺漏以及我們的區塊合作伙伴、第三方承包商、前任或其他運營者的行為和遺漏所產生的部分或全部環境、健康和安全成本和責任承擔責任。如果我們沒有解決這些成本和債務，或者如果我們沒有以其他方式履行我們的義務，我們的業務可能會被暫停、終止或以其他方式受到不利影響。我們 還與第三方簽訂了合同，並打算繼續僱用第三方提供與我們的運營相關的服務。我們可能會與環境、健康和安全記錄不令人滿意的第三方簽訂合同，或者我們的承包商可能不願意或無法承擔與其行為和不作為相關的任何損失。因此，我們可能對承包商的行為或不作為產生的所有成本和責任承擔責任，這可能會對我們的運營結果和財務狀況產生實質性的不利影響。

可能會發生受管制物質的釋放，而且可能會很嚴重。根據適用於我們在印度尼西亞的某些環境法律和法規，我們可以要求我們承擔與我們過去和現在的設施以及我們或代表我們使用的任何第三方廢物處理場的任何污染有關的所有費用。廢物處理、排放和其他運營做法造成的污染 可能需要我們以高昂的成本修復污染或翻新設施。我們還可能對人類接觸此類物質或因向環境、財產或自然資源釋放有害物質或影響瀕危物種或敏感環境區域而造成的其他損害承擔責任。環境法律法規還要求封堵油井，廢棄場地並進行填海，以滿足相關監管部門的要求。我們目前需要，將來也可能需要，在我們開展業務的每個國家/地區的某些區塊中插入和放棄站點，這可能會導致大量成本。

正如在其他領域一樣，印度尼西亞環境法的解釋和適用存在一定程度的不確定性。在解釋和應用現有法律法規或制定新的、更嚴格的要求方面的此類變化 可能會對我們的業務、發展計劃、財務狀況和運營結果造成不利影響。

我們 可能無法獲得或維持在印度尼西亞林區進行鑽探和地震活動的特別許可。

我們建議的一些鑽探地點位於林區內。為了在印尼境內的森林地區進行鑽探和地震活動，我們需要從印尼林業部獲得《林區借用使用許可證》(Izin Pincam Pakai Kawasan Hutan，簡稱IPPKH) 。《林區借用使用許可證》是指企業在非林業活動中使用林區的許可證。自1990年以來，印度尼西亞政府在有關保護自然資源、天然原始林和生態系統的幾項法律法規中規定了此類要求。2014年，印尼政府進一步明確，將優先向地熱、石油和天然氣生產活動發放林區借款使用許可證。

申請借入使用許可證必須同時滿足行政和技術要求。勘探、生產活動借用許可證的最長有效期不超過有關勘探、生產活動許可證的有效期。然而，對於生產期間的後續勘探，可以授予最長為兩年的借入使用許可證，並且該許可證不可延期。2018年前，林區借用許可證的申請和處理較為複雜，因為申請者需要在林業部的不同辦事處以及政府機構和地方行政管理部門之間處理不同的要求，往往對處理時間和成本沒有確定性。

隨着國家林業部於2018年公佈了“網上單件提交(OSS)”辦理制度，辦理許可證所需時間由原來的180個工作日改為34個工作日。然而，這一新制度尚未全面實施，在向林業部提交林區借用使用許可證之前，需要 大量的文件和其他許可(包括地方省長的推薦和環境許可)以及工作 方案和地圖。 向我們發放林區借用使用許可證的任何延誤，或我們因任何原因無法發放此類許可證，都將導致我們在受試區進行鑽探和地震活動的能力出現延誤，進而可能對我們的業務計劃和 運營結果產生不利影響。

氣候變化和氣候變化立法和監管舉措可能會導致運營成本增加，對我們生產的石油和天然氣的需求減少。

氣候變化、可能與其影響相關的成本以及對温室氣體(或温室氣體)排放的監管有可能 在許多方面影響我們的業務，包括增加提供我們產品和服務的成本、減少對我們產品和服務的需求和消費(由於成本和天氣模式的變化)，以及我們運營的地區的經濟健康，所有這些都可能產生金融風險。此外，與温室氣體排放和氣候變化相關的立法和監管對策可能會增加我們的運營成本。

此外， 專家認為氣候變化帶來了潛在的物理風險，包括海平面上升和天氣條件的變化，如降水變化和極端天氣事件的增加。此外，全球變暖導致的冬季變暖也可能減少對天然氣的需求。如果這種不利的天氣狀況因全球氣候變化或其他原因而加劇，我們的運營可能會受到比以前更大程度的不利影響，包括增加的 延誤和成本。然而，極端天氣事件變化的不確定性(如頻率、持續時間和嚴重程度的增加) 以及發生任何變化的較長時間段，使得對這些潛在的氣候變化物理風險給我們的運營造成的未來財務風險的任何估計都不可靠。此外，在我們、我們的客户和我們產品的最終用户運營的地區，對温室氣體的監管和氣候變化的實際影響 可能會對我們的運營和對我們產品的需求產生不利影響。

勞工 印尼的法律法規和勞工騷亂可能會對我們的運營結果產生實質性的不利影響。

促進工會形成的法律法規，再加上疲軟的經濟狀況，已經並可能導致印尼的勞工騷亂和激進主義。2000年，政府頒佈了關於工會的2000年第21號法律(或《工會法》)。《工會法》允許僱員在不受僱主、政府、政黨或任何其他黨派幹預的情況下組建工會。2003年3月25日，梅加瓦蒂總統頒佈了關於就業的2003年第13號法律(或《勞動法》)，除其他外，增加了僱員終止僱傭時支付給僱員的遣散費、養老金、醫療保險、服務和補償金額。勞動法要求進一步執行可能對印尼勞動關係產生實質性影響的法規 。勞動法要求擁有50名或50名以上員工的公司建立有僱主和員工參與的兩方論壇。勞動法還要求工會必須有公司一半以上員工的參與才能 談判集體勞動協議，並制定了更允許舉行罷工的程序。頒佈後，幾個工會敦促印度尼西亞憲法法院宣佈《勞動法》的某些條款違憲，並命令政府撤銷這些條款。印度尼西亞憲法法院宣佈《勞動法》有效，但某些條款除外，包括僱主有權解僱犯下嚴重錯誤的僱員，以及對煽動或參加非法勞工罷工的僱員進行刑事制裁。

印尼的勞工騷亂和激進主義可能會擾亂我們的運營、我們的供應商或承包商，並可能影響印尼公司的總體財務狀況 。

在印尼做生意的相關風險

由於印尼國內市場是我們收入的主要來源，印尼或其他國家的經濟增長率因史無前例的、具有挑戰性的全球市場和經濟狀況而下降，無論是由於新冠肺炎疫情 還是任何其他原因造成的此類低迷，都將對我們的運營結果造成不利影響。

我們業務的業績和增長必然取決於印尼整體經濟的健康狀況。印尼經濟增長率的任何下滑，無論是由於政治不穩定或地區衝突、全球健康危機、世界其他地區的經濟放緩或其他原因，都可能對我們生產的商品的需求產生實質性的不利影響。印尼經濟也在很大程度上受到農業部門表現的推動，而農業部門的表現取決於季風季的影響，這很難預測 。過去，經濟放緩曾損害製造業，包括從事石油和天然氣開採的公司。 根據國際貨幣基金組織的數據，2020年間，印尼國內生產總值出現了幾年來的首次下降，下降了2.1%，未來印尼經濟的任何放緩都可能對我們生產的大宗商品的需求產生實質性的不利影響 ，從而對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

此外，印尼證券市場和印尼經濟受到其他國家經濟和市場狀況的影響。 雖然每個國家的經濟狀況不同，但投資者對一個國家的事態發展的反應可能會對包括印度尼西亞在內的其他國家的公司的證券產生不利的 影響。投資者對其他新興市場的金融系統失去信心 可能會導致印尼金融市場的波動，並間接導致印尼整體經濟的波動。 任何全球金融不穩定都可能對印尼經濟產生負面影響，包括印尼匯率和利率的變動。印尼經濟的任何放緩，或未來全球大宗商品價格的波動，都可能對我們在印尼的業務增長產生不利影響。

印尼的經濟和金融市場也受到全球經濟、金融和市場狀況的重大影響。 任何金融動盪，特別是在美國、英國、歐洲或中國發生的金融動盪，都可能對印尼經濟產生負面影響。 儘管每個國家的經濟狀況不同，但投資者對一個國家任何重大事態發展的反應都可能對其他國家的金融和市場狀況產生不利影響。投資者對金融系統失去信心，特別是在其他新興市場，可能會導致印尼金融市場的波動性增加。

最近頒佈的《總結法》對印度尼西亞創造就業機會的效果和影響目前還不得而知，目前正在進行審查。

印尼政府於2020年11月2日頒佈了《綜合法》，旨在吸引投資，創造新的就業機會，刺激經濟，其中包括簡化許可流程，協調各種法律法規，並使中央政府更快地做出決策，以應對全球或其他變化或挑戰。綜合法修訂了超過75部法律(包括石油和天然氣法的部分內容)，截至2022年3月，中央政府已發佈至少51項實施法規，使綜合法成為印尼歷史上最全面的監管改革之一。《綜合法》引入了許多新概念，包括對企業發放許可證進行新的基於風險的評估(即低、中、高風險)，取消了各行業的外資所有權限制，簡化了環境評估要求和許可程序， 提供了更靈活的人力法規。鑑於《綜合法》帶來了廣泛的變化，各種法規和政策變化對我們在印尼的業務和運營產生的全面影響目前尚不清楚，我們正在進行 審查。因此，我們面臨遵守《綜合法》可能具有挑戰性的風險，可能會分散我們的管理層的注意力， 還可能要求我們改變運營，這反過來可能會影響我們的運營結果。

印尼當前的政治和社會事件可能會對我們的業務產生不利影響.

自1998年以來，印度尼西亞經歷了民主變革的過程，導致的政治和社會事件突顯了印度尼西亞不斷變化的政治格局的不可預測性。1999年，印度尼西亞舉行了第一次議會代表自由選舉。2004年、2009年和2014年，印尼舉行了總統、副總統和議會代表的選舉。印尼也有許多政黨，沒有一個政黨佔據明顯多數。由於這些因素，印度尼西亞不時經歷政治不穩定，以及普遍的社會和內亂。例如，自2000年以來，數以千計的印尼人 在雅加達和印尼其他城市參加了支持和反對前總統阿卜杜拉赫曼·瓦希德、梅加瓦蒂·蘇加諾普特里和蘇西洛·班邦·尤多約諾以及現任總統佐科·維多多的示威活動，以及迴應具體問題，包括削減燃料補貼、國有資產私有化、反腐敗措施、權力下放和省級自治，以及美國領導的在阿富汗和伊拉克的軍事行動。儘管這些示威活動總體上是和平的，但也有一些演變成暴力事件。

此外，從2015年1月1日起，實施了每升1000印尼盾的固定柴油補貼，並結束了汽油補貼。 雖然實施沒有導致任何重大暴力或政治不穩定，但宣佈和實施也恰逢原油價格自2014年以來大幅下降的時期。為了穩定汽油和柴油的零售價格，能源和礦產資源部於2月28日發佈了第62/2020號部長令，取消了先前法令規定的無補貼汽油和柴油的價格下限，為儘可能低的價格提供了靈活性。新法令仍然維持這類燃料的價格上限，與新加坡的價格掛鈎。政府 每月審查和調整燃料價格，並在次月實施調整後的燃料價格。不能保證未來原油和燃料價格的上漲不會導致政治和社會不穩定。

此外，分離主義運動以及宗教和族裔羣體之間的衝突也在印度尼西亞部分地區造成了社會和內亂，如過去的亞齊和目前的巴布亞，這些分離主義運動的支持者與印度尼西亞軍方之間發生了衝突，包括分離主義叛軍在巴布亞的持續活動，導致了暴力事件。還發生了種族間衝突，例如在加裏曼丹，以及在馬魯古和波索等宗教間衝突。

此外，勞工問題也在印尼脱穎而出。2003年，政府頒佈了一項新的勞動法，為員工提供了更多的保護。 偶爾減少這些保護的努力引發了公眾抗議的熱潮，因為工人們對他們認為不利的政策做出了迴應。

因此，不能保證未來不會發生更大範圍的社會、政治和內亂，也不能保證任何此類動亂不會直接或間接對我們的業務、財務狀況、經營業績和前景產生重大和不利影響。

印尼政治、經濟和安全狀況的惡化可能會對我們的運營和財務業績產生不利影響。

涉及印尼的任何重大敵對行動、當前地區安全局勢的大幅下降或印度尼西亞與其目前貿易夥伴之間的貿易中斷或中斷都可能對我們的業務產生實質性的不利影響，從而 我們的財務業績。

東南亞地區曠日持久和(或)廣泛的地區衝突除其他外可能產生以下結果：

敵對行為造成的財產損失和/或業務計劃中斷可能會對我們的收益和現金流產生重大負面影響。此外，我們可能沒有足夠的保險來支付因這些風險而導致的任何財產損失或其他索賠。

印尼境內的恐怖活動可能會破壞印尼的穩定，這將對我們的業務、財務狀況和運營結果、 以及我們證券的市場價格產生不利影響。

印度尼西亞發生了多起恐怖事件，包括2005年5月中蘇拉威西爆炸事件、2002年10月和2005年10月巴釐島爆炸事件以及2009年7月雅加達萬豪和麗思卡爾頓酒店爆炸事件，造成人員傷亡。2016年1月14日，雅加達主幹道Jalan Thamrin發生多起協同爆炸和槍擊事件，造成多人傷亡。

儘管政府近年來成功打擊了一些恐怖活動，並逮捕了幾名涉嫌參與這些事件的人，但恐怖事件可能會繼續發生，如果嚴重或廣泛，可能會對印尼經濟的投資和信心以及表現產生重大不利影響，也可能對我們的業務、財務狀況、運營和前景以及我們證券的市場價格產生重大不利影響。

全球、地區或印尼經濟活動的負面變化可能會對我們的業務產生不利影響。

印尼、地區和全球經濟的變化 會影響我們的業績。過去影響印尼經濟的兩個重大事件是1997年的亞洲經濟危機和2008年開始的全球經濟危機。印度尼西亞1997年危機的特點是貨幣貶值、實際國內生產總值大幅下降、高利率、社會動盪和非同尋常的政治發展。雖然美國次貸危機引發的全球經濟危機對印尼經濟的影響沒有像1997年那樣嚴重，但它仍然給印尼經濟帶來了壓力。 由於對美國貨幣和利率政策的預期，對歐元區債務危機的擔憂，以及對中國經濟健康狀況的擔憂，全球金融市場也經歷了波動。對歐元區政府財政支持計劃結果的不確定性和對主權財政的普遍擔憂仍在持續。 如果危機持續，我們無法保證它不會對印尼的經濟增長產生實質性的不利影響，從而對我們的業務產生不利影響。

截至本招股説明書的日期仍在展開且不確定的另外一個重大事件是始於2020年初的新型冠狀病毒 爆發以及相關疾病新冠肺炎，該疾病於2020年3月11日被世界衞生組織宣佈為大流行。印尼政府官員呼籲疏遠和隔離社會，並考慮在受影響的地區實施封鎖，試圖將病毒的傳播降至最低。目前實施的限制，無論是政府強制實施的還是當地實施的，或者如果印尼繼續存在其他與新冠肺炎相關的情況，印尼不利的經濟形勢可能會 極大地影響我們的業務和運營。

印尼不利的經濟狀況可能導致商業活動減少，消費者可支配收入減少，消費者購買力下降，這可能會減少對通信服務的需求，包括我們的服務，這反過來又會對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。不能保證未來不會再次出現經濟不穩定，或者如果發生不穩定，也不能保證不會對我們的業務表現產生影響。

印度尼西亞盧比幣值的波動可能會對我們產生實質性的不利影響。

雖然我們的功能貨幣是美元，但印尼盾的貶值和波動可能會影響我們的業務。 印尼盾的大幅貶值可能會在購買對我們的運營至關重要的進口商品和服務方面造成困難 。正如1998年亞洲金融危機期間所顯示的那樣，進口商品變得稀缺，因為供應商往往選擇保留庫存，以應對印尼盧比的進一步惡化。

此外，儘管印尼盾總體上是可自由兑換和轉讓的，但印尼銀行也不時幹預貨幣兑換市場，以推動其政策，要麼出售印尼盾，要麼用其外幣儲備購買印尼盾。我們不能保證印尼銀行目前的浮動匯率政策不會改變，也不能保證政府會採取額外的行動來穩定、保持或增加印尼盾的價值，也不能保證這些行動中的任何一項，如果採取了，都會取得成功。修改當前的浮動匯率政策可能導致 國內利率大幅上升、流動性短缺、資本或外匯管制，或者跨國銀行扣留額外的金融援助 。這可能導致經濟活動減少、經濟衰退或貸款違約， 因此，我們在為資本支出融資和實施業務戰略方面也可能面臨困難。上述任何後果都可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生重大不利影響。

下調政府或印尼公司的信用評級可能會對我們的業務產生不利影響。

截至本招股説明書發佈之日，印尼主權外幣長期債務被穆迪評為“Baa2”級，被標準普爾評為“負面”級，被惠譽評級評為“BBB”級。印尼短期外幣債務被標準普爾評為A-2級，惠譽評級為F2級。

我們 不能保證穆迪、標準普爾或惠譽評級不會改變或下調印尼的信用評級 。任何此類降級都可能對印尼金融市場的流動性、政府和包括我們在內的印尼公司籌集額外融資的能力以及此類 額外融資的利率和其他商業條款產生不利影響。我們的浮動利率盧比計價債務的利率也可能會上升。此類事件 可能對我們的業務、財務狀況、運營結果、前景和/或我們證券的市場價格產生重大不利影響 。

印度尼西亞 容易受到我們無法控制的自然災害和事件的影響，這可能會對我們的業務和經營業績產生不利影響。

印度尼西亞許多地區，包括我們經營業務的地區，容易發生自然災害，如洪水、雷擊、氣旋或熱帶風暴、地震、火山噴發、乾旱、停電和其他我們無法控制的事件。印度尼西亞羣島是世界上火山活動最活躍的地區之一，因為它位於三個主要巖石圈板塊的匯合區。它 受到重大地震活動的影響，可能導致破壞性地震、海嘯或潮汐。在11月至4月的雨季期間，山洪暴發和更大範圍的洪災也經常發生。城市，特別是雅加達，經常遭受嚴重的局部洪災，可能導致重大破壞，偶爾還會造成死亡。在雨季，農村地區經常會發生山體滑坡。自然災害不時造成大量人員死亡、受影響或流離失所，並損壞我們的設備。 我們不能向您保證，未來的自然災害，如新型冠狀病毒的傳播，不會對我們、印度尼西亞或其經濟產生重大影響。印尼任何人口較多的城市和金融中心發生重大地震、其他地質幹擾或與天氣有關的自然災害都可能嚴重擾亂印尼經濟，削弱投資者信心，從而對我們的業務、財務狀況、運營結果和前景產生重大不利影響。

我們 可能會受到印尼地方政府和中央政府之間權力平衡的不確定性的影響

印度尼西亞議會於1999年通過了關於財政分權的1999年第25號法律和關於區域自治的1999年第22號法律，並由2007年第38號政府條例進一步實施。1999年第22號法律已被經2005年第8號法律和2008年第12號法律修正的2004年第32號法律關於區域自治的規定撤銷，並由之取代。2004年第32號法律及其修正案被撤銷，由2014年關於區域自治的第23號法律取代，該法律經2014年第2號法律、2015年第2號法律和2015年第9號法律修訂。1999年第25號法律已被廢除，取而代之的是關於中央和地方政府之間財政平衡的2004年第33號法律。目前，地方和中央政府之間的平衡以及續簽許可證和審批的程序以及監測環境法規的遵守情況存在不確定性。此外，一些地方當局試圖徵收附加税或獲得其他捐款。不能保證地方政府和中央政府之間將有效地建立平衡，也不能保證我們的業務、財務狀況、經營結果和前景不會受到雙重合規義務的不利影響，以及關於徵税或頒佈其他影響我們業務的法規的法律權限的進一步不確定性 。

未能 遵守美國1977年《反海外腐敗法》(或《反海外腐敗法》)可能導致罰款、刑事處罰，並對我們的業務產生不利影響 。

我們在印度尼西亞開展業務，這是一個眾所周知的腐敗挑戰的司法管轄區。因此，我們、我們的關聯實體或我們或他們各自的高級管理人員、董事、員工和代理人可能會採取行動，被確定為違反了此類反腐敗法律，包括《反海外腐敗法》。任何此類違規行為都可能導致鉅額罰款、制裁、民事和/或刑事處罰、業務縮減，並可能對我們的業務、運營結果或財務狀況產生不利影響。 此外，實際或據稱的違規行為可能會損害我們的聲譽和開展業務的能力。此外，檢測、調查和解決實際或被指控的違規行為成本高昂，可能會耗費我們管理層的大量時間和精力。

與我們的公司結構相關的風險

我們 是一家控股公司，我們的所有業務都通過我們在印度尼西亞的運營子公司進行。如果我們的業務在未來產生 正現金流，並且如果我們希望使我們的運營子公司在未來向母公司支付股息或分配股息，我們子公司這樣做的能力的限制，或這樣做的任何税收影響，可能會限制我們向母公司支付費用或向我們普通股持有人支付股息的能力。

我們 是一家控股公司，我們幾乎所有的業務都是通過我們的運營子公司進行的，這些子公司是在印度尼西亞成立的有限責任公司 。如果我們的業務在未來產生正現金流，並且如果我們希望使我們的運營中的子公司在未來向母公司分紅或分配，我們可能會因為監管或税收原因而限制我們這樣做的能力。如果未來印尼或香港(我們的控股子公司WJ Energy 所在地)適用的法律、規則和法規限制或禁止我們的印尼子公司向我們支付股息，我們為所持公司債務提供資金或支付普通股股息的能力可能會受到重大不利影響。此外，我們還可能在未來進行債務安排，限制我們從運營子公司獲得股息或分配的能力，或 向我們普通股持有人支付股息的能力。印度尼西亞、香港或開曼羣島的税收法律、規則和法規也可能 限制我們未來從運營子公司獲得股息或分配或向我們的普通股持有人支付股息的能力。

我們 可能在開曼羣島被徵税，這將對我們的經營業績產生負面影響。

我們 已收到開曼羣島財政司司長的承諾，根據《開曼羣島税收減讓法(修訂)》第6條，在開曼羣島頒佈的對利潤、收入、收益或增值徵税的法律 不適用於我們或我們的業務，此外，在開曼羣島頒佈的對利潤、收入、收益或增值徵税的法律 不適用於我們或我們的業務，此外，不對利潤、收入、收益或增值或屬於遺產税 税款或遺產税應(I)本公司的股份、債券或其他債務，或(Ii)以扣繳全部或部分《税收優惠法案》(修訂本)第6(3)條所界定的任何“相關付款”的方式。如果我們在開曼羣島被課税，我們的財務狀況和經營業績可能受到重大不利影響 。請參閲“税收-開曼羣島税收”。

您 在保護您的利益方面可能會遇到困難，並且您通過美國聯邦法院保護您的權利的能力可能會受到限制。 因為我們的公司是根據開曼羣島的法律註冊的。

我們 是一家開曼羣島豁免有限責任公司，我們幾乎所有的資產都將位於美國境外。 此外，我們的大多數董事和管理人員都是美國以外司法管轄區的國民或居民，他們的全部或大部分資產都位於美國境外。因此，投資者可能很難在美國境內向我們或我們的董事或高管送達訴訟程序，或執行在美國法院獲得的對我們或我們的董事或高管不利的判決。

此外，在我們註冊辦公室收到的寄給我們的郵件將被原封不動地轉發到我們董事提供的轉發地址。 我們的董事將只接收、打開或直接處理寄給他們本人的郵件(而不是隻寄給我們的郵件)。我們、我們的董事、高級管理人員、顧問或服務提供商(包括在開曼羣島提供註冊辦事處服務的組織)對郵件到達此轉發地址的任何延遲(無論是什麼原因)不承擔任何責任。

我們的公司事務將受我們修訂和重述的組織章程大綱和章程細則、公司法(修訂)(可能會不時補充或修訂)和開曼羣島普通法的管轄。根據開曼羣島法律，股東對董事提起訴訟的權利、小股東的訴訟以及董事對我們的受託責任在很大程度上受開曼羣島普通法的管轄。開曼羣島的普通法部分源於開曼羣島的司法判例以及英國普通法，開曼羣島法院的裁決具有説服力，但在技術上對開曼羣島的法院沒有約束力。我們股東的權利和我們董事在開曼羣島法律下的受託責任並不像美國一些司法管轄區的法規或司法先例那樣明確。特別是，與美國相比，開曼羣島的證券法體系不太發達，而某些州，如特拉華州，擁有更完善的公司法體系和司法解釋。因此，對投資者的保護可能比對在美國組織的公司的投資者保護要少得多。 尤其是特拉華州。此外，開曼羣島公司可能沒有資格在美國聯邦法院提起股東派生訴訟。

開曼羣島法院也不太可能：

開曼羣島不承認在美國獲得的判決，儘管開曼羣島法院在某些情況下會承認和執行有管轄權的外國法院的非刑事判決，而不對案情進行重審。如果同時在其他地方提起訴訟，開曼羣島大法院可以擱置訴訟。

與美國的許多司法管轄區一樣，開曼羣島法律允許開曼羣島公司之間以及開曼羣島公司和非開曼羣島公司之間的合併和合並，任何此類公司對於合併來説可能是尚存的實體，或者對於合併來説可能是合併後的公司。就此等目的而言，(A)“合併”指兩間或以上的成員公司合併，並將其業務、財產及法律責任歸屬其中一間公司，作為尚存的公司；及(B)“合併”指兩間或兩間以上的成員公司合併為一間綜合公司，並將該等公司的業務、財產及法律責任歸屬該綜合公司。為了實現這種合併或合併，每個組成公司的董事必須批准一份書面的合併或合併計劃，在大多數情況下，該計劃必須由每個組成公司的股東的特別決議和該組成公司的公司章程中規定的其他授權(如果有)授權。開曼羣島母公司與其一個或多個開曼羣島子公司之間的合併不需要股東決議授權。就此而言，子公司是指在其股東大會上至少90%的投票權由母公司持有的公司。除非開曼羣島的法院放棄這一要求，否則必須徵得對組成公司擁有固定或浮動擔保權益的每一位持有人的同意。合併或合併計劃必須連同有關合並或尚存公司的償付能力的聲明一併提交公司註冊處處長。, 每個組成公司的資產和負債清單，並承諾將向每個組成公司的成員和債權人提供合併或合併證書的副本，並在開曼羣島公報上公佈。持不同意見的股東如遵守所需程序，除某些例外情況外，有權獲支付其股份的公允價值(如雙方未達成協議，則由開曼羣島法院裁定)。 按照這些法定程序進行的合併或合併無需法院批准。

此外，還有促進公司重組和合並的法律規定，條件是該安排必須獲得將與之達成安排的每一類股東和債權人的多數批准，並且他們還必須 另外代表出席並 親自或委派代表在為此目的召開的會議或會議上投票的每一類股東或債權人的四分之三的價值。會議的召開和隨後的安排必須得到開曼羣島大法院的批准。雖然持不同意見的股東有權向法院表達不應批准交易的觀點，但如果法院確定 符合以下條件，則可以預期法院會批准該安排：

如果安排和重組獲得批准，持不同意見的股東將沒有可與評估權相媲美的權利，否則 美國公司的持不同意見的股東通常可以獲得這種權利，從而有權獲得現金支付 ，以換取司法確定的股票價值。

此外，還有進一步的法律規定，當收購要約提出並得到受影響股份價值90.0%的持有人批准時(在要約提出後四個月內)，要約人可在該期限屆滿後兩個月內要求剩餘股份的持有人按要約條款轉讓該等股份。可以 向開曼羣島大法院提出異議，但除非有欺詐、惡意、串通或不公平對待股東的證據，否則不太可能成功。

由於上述原因，公眾股東在面對管理層、我們的董事會成員或控股股東採取的行動時，可能比作為美國公司的公眾股東更難保護自己的利益。

我們的憲章文件或開曼羣島法律的條款 可能會推遲或阻止對我們公司的收購，即使收購可能對我們的股東有利 ，可能會使您更難更換管理層，並可能對我們普通股的市場價格產生不利影響 。

我們修訂和重述的組織章程大綱和章程細則中的條款 可能會阻止、推遲或阻止合併、收購或股東可能認為有利的其他控制權變更，包括股東可能以其他方式獲得溢價的交易 。此外，這些規定可能會使更換或撤換董事會變得更加困難，從而挫敗或阻止我們的股東試圖更換或撤換我們目前的 管理層。這些條款可能會降低投資者 未來可能願意為我們的普通股支付的價格，這可能會降低我們普通股的市場價格。這些規定 包括：

我們 可能被歸類為被動型外國投資公司，這可能會給持有我們普通股的美國 股東帶來不利的美國聯邦所得税後果。

對於美國聯邦所得税而言， 外國公司將被視為“被動型外國投資公司”(或PFIC)，條件是：(1)在任何納税年度，其總收入的至少75%由某些類型的“被動收入”構成，或(2) 該公司為生產或持有這些類型的“被動型 收入”而持有的資產平均價值的至少50%。就這些測試而言，“被動收入”包括出售或交換投資財產的股息、利息和收益，以及從與積極開展貿易或業務有關的無關各方獲得的租金和特許權使用費以外的租金和特許權使用費。PFIC的美國股東對於PFIC獲得的收入、他們從PFIC獲得的分配以及他們通過出售他們在PFIC的股份的其他處置而獲得的收益， 受到不利的美國聯邦所得税制度的約束。

基於我們目前和預期的運營方法，我們不認為我們應該在2020納税年度成為PFIC 我們也不希望在未來的任何納税年度成為PFIC。然而，不能保證美國國税局(或國税局)或法院會接受這一立場，而且存在國税局或法院可能確定我們是PFIC的風險。此外，我們不能保證，如果我們的業務性質和範圍發生變化，我們將不會在未來任何納税年度構成PFIC 。

如果美國國税局發現我們在任何納税年度都是或曾經是PFIC，我們的美國股東將面臨不利的美國聯邦收入 税收後果和某些信息報告要求。根據PFIC規則，除非該等股東根據修訂後的《1986年美國國税法》(或該守則)作出選擇 (該選擇本身可能對該等股東造成不利後果)，否則該等股東須按當時的普通所得税税率繳納美國聯邦所得税，外加超額分派的利息及處置其持有我們普通股的任何收益，如同 超額分派或收益已在股東持有我們的普通股期間按比例確認。

香港國家安全法律法規的未來發展可能會影響我們的香港控股子公司。

WJ 烯RGY是我們在香港註冊成立的全資控股公司子公司。2020年6月30日，中華人民共和國香港特別行政區實施了新的國家安全法。國家安全法的實施和發展 可能會引發外國政府的制裁或其他形式的懲罰，這可能會給香港造成 經濟和其他困難，包括WJ Energy等公司 。截至本招股説明書公佈之日，我們並不知悉此法有任何限制 阻止本公司透過 WJ Energy轉移本公司的資金，亦未見外國 政府實施任何與香港國家安全法有關的制裁或任何形式的懲罰，以影響WJ Energy。然而， 很難預測未來國家安全法 或類似措施將對WJ Energy產生的影響(如果有的話)，包括但不限於WJ Energy 向我們公司支付股息或分配的能力，因為這種影響將取決於未來的發展，這些發展具有高度不確定性 ，無法預測。對通過WJ Energy的資金的任何限制或限制 都可能對我們根據我們過去和目前的做法 為我們的運營提供資金的能力產生重大不利影響。

與我們的普通股和本次發行相關的風險

我們與L1 Capital的 可轉換票據和認股權證融資(經修訂)可能會對我們普通股的公開價格造成重大稀釋和壓力，因為該等票據下的償還可以按市價折讓的普通股支付。

從2022年6月開始，我們必須開始對L1 Capital持有的可轉換票據進行每月分期付款 (或14次付款)(我們稱為每月付款)，每月付款可以選擇現金或普通股(或現金和普通股的組合)，該等普通股的估值為：(I)每股6.00美元或(Ii)截至支付日前交易日(市價)前十(10)個交易日普通股兩個最低收市價的90%，兩者中以較低者為準，最低價為每股1.20美元 (在某些情況下，吾等可豁免該底價，但L1 Capital不得豁免)。如果不符合某些股權條件，我們將不被允許按月支付普通股附註下的款項 。

如果我們選擇按月支付普通股，則此類普通股的價值將低於普通股當時的當前市場價格 。因此，用於償還票據的普通股數量可能會很大，因此發行普通股來償還票據可能會對我們的現有股東造成重大稀釋。此外，如果普通股的市場價格在每月支付普通股後的10天內下跌，L1 Capital將有權獲得 額外普通股或基於計算股價下降的公式的現金金額，這將要求 我們發行更多普通股，從而導致額外稀釋。

此外，L1 Capital行使與本次融資相關的認股權證將導致額外的 攤薄。

最後，我們可用於償還票據的普通股(或票據相關股份，如L1資本自願轉換票據)及L1認股權證相關普通股，將根據本招股説明書註冊轉售 。因此，L1 Capital將有權酌情在公開市場上出售任何此類股票。因此，這樣的出售可能會對我們普通股的公開價格造成壓力，並可能迫使 這樣的價格下跌，可能會很大。

根據我們的可轉換票據和與L1 Capital的權證融資，L1 Capital獲得的 權利可能會阻礙第三方對我們公司的投資

根據我們與L1 Capital於2022年1月(經2022年3月和5月修訂)達成的融資協議，L1 Capital已獲授予某些 權利，這些權利可能會阻止第三方基於L1資本所認為的優先地位和權利投資我們的公司。這些權利包括：

L1 Capital的這一權利的存在，或行使此類權利，可能會阻止潛在投資者 向我們提供所需的融資，或者可能會阻止投資銀行與我們合作，這將對我們為公司融資的能力產生實質性的不利影響。

我們普通股的市場一直不穩定，而且 我們普通股的活躍、流動和有序的交易市場在美國可能無法維持，這可能會限制您 出售我們普通股的能力。

我們普通股的市場一直不穩定，成交量大的時候，成交量最小的時候 。雖然我們的普通股在紐約證券交易所美國交易所上市 ，但我們普通股的活躍、流動和有序的美國公開市場可能無法實現或持續， 我們普通股的市場可能仍然不可預測。如果一個活躍、流動和有序的市場無法持續，您可能會遇到出售普通股的困難。此外，我們的公開上市股票的價格一直受到價格大幅波動的影響，這造成了您在我們的普通股 股票上的投資虧損的風險。

我們的 普通股票價格一直不穩定，未來也可能波動，因此，您可能會損失您的 投資的很大一部分或全部。

由於以下幾個因素，我們在紐約證券交易所美國交易所的普通股市場價格一直在波動，未來可能會波動(在每個情況下波動幅度都很大)，包括：

此外，股市經常經歷重大的價格和成交量波動，已經並將繼續影響許多公司的股權證券的市場價格 。這些波動通常與這些公司的經營業績無關或不成比例 。這些廣泛的市場和行業波動，以及一般的經濟、政治和市場狀況，如經濟衰退或利率變化，可能會導致普通股的市場價格下跌。

我們 可能無法維持我們的普通股在紐約證券交易所美國交易所的上市，這可能會對我們的流動性以及我們普通股的交易量和市場價格產生不利影響，並降低您的投資價值。

我們的普通股目前在紐約證券交易所美國交易所交易。為了維持我們在紐交所美國證券交易所的上市，我們必須維持一定的股價、財務和股份分配目標，包括維持最低的股東權益和最低數量的公眾股東。除這些客觀標準外，紐約證券交易所美國證券交易所還可以將任何發行人的證券摘牌：(I)如果其認為發行人的財務狀況和/或經營業績似乎不令人滿意；(Ii)如果公開分發的範圍或證券的總市值似乎已變得如此之小，以至於不適宜繼續在紐約證券交易所美國證券交易所上市；(Iii)如果發行人出售或處置主要運營資產或不再是一家運營公司；(Iv)如果發行人 未能遵守紐約證券交易所美國證券交易所的上市要求；(V)如果發行人的證券以紐約證券交易所美國證券交易所認為的“低價”出售，而發行人在接到紐約證券交易所美國證券交易所的通知後，未能通過股票反向拆分糾正這一點；或(Vi)如果發生任何其他事件或存在任何情況，使紐約證券交易所美國證券交易所繼續在紐約證券交易所上市，其 認為是不可取的。如果紐約證券交易所美國證券交易所將我們的普通股退市，投資者可能面臨實質性的不利後果，包括但不限於，我們的證券缺乏交易市場，流動性減少，分析師對我們證券的覆蓋面減少，以及我們無法獲得額外的融資來為我們的運營提供資金。

我們 需要大量資金來實現我們的業務計劃。

我們正在進行的工作計劃成本高昂，我們將需要大量額外資金才能全面實現我們的業務計劃。這一點尤其正確，因為我們在2019年12月的首次公開募股(IPO)中籌集的資金少於預期。

我們 目前只有有限的融資承諾(即我們與L1 Capital的2022年1月融資交易)， 並且不能保證我們能夠在需要時籌集資金。此外，我們不能向您保證我們的實際現金需求不會超過我們的估計。即使我們發現在勘探作業中取得成功，我們也需要 額外的資金將我們的權益投入商業運營，並支付運營費用，直到我們實現正現金流 。如果我們產生任何重大的意外費用，也可能需要額外的資金。

在目前的資本和信貸市場條件下，我們可能無法以可接受的條款獲得額外的股權或債務融資。 即使融資可用，也可能無法以對我們有利的條款或以足夠的金額滿足我們的要求。

如果我們無法獲得額外融資，我們可能無法實施我們的業務計劃和增長戰略，無法應對不斷變化的業務或經濟狀況，也無法承受不利的經營結果。如果我們無法在需要時籌集到更多資金，我們計劃的生產和勘探活動可能不得不縮減甚至停止，我們在未來創造收入的能力將受到負面影響。

額外的 融資可能會導致您對我們的資產和潛在收益的相對興趣被顯著稀釋。即使我們取得了成功， 我們也可能無法產生足夠的收入來抵消運營計劃和管理費用的成本。

由我們的董事長控制的實體擁有我們的大部分普通股和投票權。

馬迪克控股有限公司是由我們的董事長Wirawan Jusuf控制的實體，截至本招股説明書日期，該公司擁有並行使約68.29%的普通股的投票權和投資控制權。由於股權集中，投資者可能無法 影響涉及我們公司的事項，包括：

此外，這種投票權的集中可能會延遲、阻止或阻止控制權變更或其他可能有利於我們股東的業務合併 。這種顯著的股權集中也可能對我們普通股的交易價格產生不利影響，因為投資者可能會認為持有由公司內部人士控制的公司的股票存在不利因素。這種所有權的集中還可能給Jusuf博士帶來利益衝突，而這種衝突可能無法以所有股東都同意的方式解決。

我們 發現截至2021年12月31日的年度財務報告的內部控制存在重大缺陷。如果 我們不能彌補這一弱點，或以其他方式發展和維護有效的財務報告內部控制系統， 我們可能無法準確報告我們的財務結果或防止欺詐。

我們 發現了“重大缺陷”和其他控制缺陷，包括我們對截至2021年12月31日的年度財務報告的內部控制存在重大缺陷。正如美國上市公司會計監督委員會(“PCAOB”)制定的標準所定義的，“重大缺陷”是財務報告內部控制的缺陷或缺陷的組合，使得年度或中期財務報表的重大錯報 有合理的可能性無法得到及時防止或發現。

在對截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的綜合財務報表進行審計時，我們在截至這些日期的財務報告內部控制中發現了 重大弱點，這與我們缺乏 足夠了解美國公認會計原則和美國證券交易委員會報告要求的財務報告和會計人員有關，以適當地 解決複雜的美國公認會計原則會計問題，以及編制和審查我們的合併財務報表和相關披露以 滿足美國公認會計準則和美國證券交易委員會財務報告要求有關。由於存在重大缺陷，我們的管理層得出結論：截至2021年12月31日，我們的披露控制和程序未能有效地確保我們在年報中要求 披露的信息被記錄、處理、彙總並報告給他們進行評估，並且所需的 披露是在美國證券交易委員會規則和表格指定的時間段內進行的。我們不能向您保證我們將能夠繼續實施有效的內部控制系統，也不能保證我們在未來不會發現重大弱點或重大缺陷。

一旦 我們不再是《就業法案》中定義的“新興成長型公司” ，我們的獨立註冊會計師事務所必須證明並報告我們對財務報告的內部控制的有效性。我們的管理層可能會得出結論，我們對財務報告的內部控制並不有效。此外，即使我們的管理層得出結論認為我們對財務報告的內部控制是有效的，我們的獨立註冊會計師事務所在進行了自己的獨立測試後，可能會發布一份報告，表明它對我們的內部控制或我們的控制被記錄、設計、操作或審查的水平不滿意。此外，在我們成為上市公司後，我們的報告義務可能會在可預見的未來對我們的管理、運營和財務資源以及系統造成巨大壓力 。我們可能無法及時完成評估測試和任何所需的補救措施。

在記錄和測試我們的內部控制程序的過程中，為了滿足第404節的要求，我們可能會發現財務報告內部控制中的其他弱點和不足。此外，如果我們未能保持我們對財務報告的內部控制的充分性 ，因為這些標準會不時被修改、補充或修訂，我們可能 無法根據第 404節持續得出結論，認為我們對財務報告進行了有效的內部控制。如果我們未能實現並維持有效的內部控制環境，我們的財務報表可能會出現重大錯報，無法履行我們的報告義務，這可能會導致投資者對我們報告的財務 信息失去信心。這反過來可能會限制我們進入資本市場的機會，損害我們的經營業績，並導致我們普通股的交易價格下降。此外，對財務報告的內部控制不力可能使我們面臨更大的欺詐或濫用公司資產的風險，並可能使我們面臨從我們上市的證券交易所退市、監管調查 以及民事或刑事制裁。我們還可能被要求重述我們之前幾個時期的財務報表，這將進一步損害我們的聲譽，並可能對我們的股價產生不利影響。

作為外國私人發行人，我們受到與美國國內發行人不同的美國證券法和紐約證交所美國治理標準的約束。這可能會對我們普通股的持有人提供較少的保護，並且您可能無法收到您習慣於接收的公司和公司信息 以及您習慣於以您習慣接收的方式接收的披露。

由於 是美國證券法意義上的“外國私人發行人”，我們將被要求 披露的信息的管理規則與根據《交易法》管理美國公司的規則有很大不同。外國私人發行人的定期披露要求比美國國內發行人的要求更有限，因此，與美國上市公司定期發佈的信息相比，有關我們的公開信息可能較少。例如，我們不需要在重大事件發生後四天內以Form 10-Q或Form 8-K提交披露重大事件的季度報告或當前報告，而我們的 季度報告(如果我們提供)或當前報告可能包含的信息少於或不同於美國備案文件所要求的信息。此外，作為外國私人發行人，我們不受《交易法》第14節規定的委託代理規則的約束，我們發佈的委託聲明 不受美國證券交易委員會的審查。我們不受《交易法》第16條有關內部人士出售普通股的第16條規則的約束，這意味着您在這方面的數據將少於受《交易法》約束的美國公司的股東。因此，你可能不會擁有你在做出投資決策時習慣的所有數據。此外，我們的高級管理人員、董事和主要股東在購買和銷售我們的普通股時，不受《交易法》第16節的報告和“短期”利潤回收條款及其規則的約束。

此外， 作為外國私人發行人，我們可以豁免遵守紐約證券交易所美國證券交易所適用於美國發行人的某些公司治理要求，包括我們的董事會多數由獨立董事組成的要求。例如， 我們遵守開曼羣島法律對股東會議的要求，這與紐約證券交易所美國人的要求 不同。此外，2022年1月，在我們與L1 Capital的融資中，我們正式採用了母國 的做法，因此選擇退出紐約證券交易所美國規則，否則，如果我們以低於當時 市值的價格發行超過當時已發行普通股的19.99%，而該融資不是“公開發行”，則需要獲得股東批准。由於適用於我們的公司治理標準與適用於美國國內發行人的公司治理標準不同，您 可能不會獲得美國法律和紐約證券交易所美國規則所提供的與沒有此類豁免的公司的股東相同的保護 。

其他 未來增發普通股可能會導致股權稀釋，並對我們的股價產生不利影響。

除了我們與L1 Capital(本文中提到的出售股東)的票據融資外，我們可能會因市場狀況或戰略考慮而選擇籌集額外資本，即使我們相信我們有足夠的資金用於當前或未來的運營計劃。如果通過出售股權或可轉換債務證券來籌集額外資本，發行這些證券可能會導致我們的股東的股權進一步稀釋，或導致我們的普通股價格面臨下行壓力。

符合未來條件的股票 ，包括我們與L1 Capital的融資結果，出售可能會壓低我們的股價。

截至本招股説明書日期，我們有7,647,214股已發行普通股，其中5,441,481股由我們的高級管理人員、董事 及其關聯公司持有。此外，637,500股普通股根據與我們管理團隊簽訂的某些股票期權協議 授予未償還期權。聯屬公司持有的所有普通股(特別是由我們的董事長兼首席執行官控制的MADERIC)都是根據證券法頒佈的第144條規定的限制或控制證券。根據規則144或證券法下的其他豁免或根據登記聲明出售這些普通股可能會對普通股價格產生重大不利影響，並可能削弱我們通過出售股權證券籌集額外資本的能力 。

此外，根據我們與L1 Capital進行的可轉換票據融資，L1 Capital有權按每股6.00美元的價格轉換票據項下的本金， 這可能大大低於我們普通股的現行市場價格。此外，我們被要求從2022年5月開始每月支付票據的分期付款，如果我們選擇以普通股的形式進行支付，則此類 股票將以(I)每股6.00美元或(Ii)普通股連續十(10)個交易日的兩個最低收盤價的90%的平均值較低的(I)每股6.00美元或(Ii) 連續十(10)個交易日內普通股的最低收盤價的90%定價(發行股票數量將根據較小者確定)，底價為每股1.20美元(在某些情況下，我們可以放棄這個底價，但不是L1 Capital)。因此，以普通股支付票據可能需要我們發行L1 Capital 大量普通股，這些普通股可以在市場上出售，這可能對普通股的價格產生重大不利影響 ，並可能削弱我們通過出售股權證券籌集額外資本的能力。L1 Capital持有認股權證，目前可按每股6.00美元行使。認股權證行使後，出售相關普通股亦可能對普通股價格產生重大不利影響。

我們 可能會以比普通股更大的權利發行優先股。

我們修訂的公司章程授權我們的董事會發行一個或多個系列優先股，並設定優先股的條款，而無需尋求股東的任何進一步批准。在股息、清算權和投票權方面，任何已發行的優先股都可能排在我們普通股之前。

如果 證券或行業分析師不發佈或停止發佈有關我們的研究報告，如果他們對我們的普通股提出不利的建議 ，或者如果我們的經營業績不符合他們的預期，我們的普通股價格可能會下跌。

我們普通股的交易市場將受到行業或證券分析師可能發佈關於我們、我們的業務、我們的市場或我們的競爭對手的研究和報告的影響。證券和行業分析師目前發表的關於我們的研究有限。如果我們的證券或行業分析師對我們公司的報道有限或沒有報道，我們普通股的市場價格和交易量可能會受到負面影響。此外，如果任何可能報道我們的分析師下調了我們的普通股評級，對我們的競爭對手提供了更有利的相對推薦，或者如果我們的經營業績或前景沒有達到他們的預期，我們普通股的市場價格 可能會下跌。如果任何可能報道我們的分析師停止報道或未能定期發佈有關我們的報告 ，我們可能會失去在金融市場的可見度，這反過來可能導致我們的股價或交易量下降。

根據《就業法案》，我們 是一家“新興成長型公司”，我們被允許推遲遵守一些旨在保護投資者的法律法規的截止日期，並減少我們在提交給美國證券交易委員會的報告中提供的信息量，這可能會削弱投資者對我們公司的信心，並對我們普通股的市場價格產生不利影響。

在 中，只要我們仍是JOBS法案中定義的“新興成長型公司”，我們就打算利用適用於非“新興成長型公司”的上市公司的各種要求的某些豁免 ，包括：

我們 打算利用這些豁免，直到我們不再是一家“新興成長型公司”。我們將一直是一家新興的成長型公司，直到(1)財政年度的最後一天(A)在我們完成首次公開募股(Br)五週年之後，(B)我們的年總收入至少為10.7億美元，或(C)我們被視為 大型加速申請者，這意味着截至前一年6月30日，非關聯公司持有的我們普通股的市值超過7億美元 。以及(2)我們在之前三年內發行了超過10億美元的不可轉換債券的日期 。

由於目前我們的普通股支付現金股息的可能性很小，投資者必須只關注我們的普通股在市場上的升值 以實現他們的投資收益。

我們 不知道我們將在何時或是否向股東支付股息，以及 我們將支付普通股股息的時間目前還很遙遠。 我們目前打算保留未來的收益(如果有的話)，為我們的業務擴張提供資金。我們未來的股息政策 由我們的董事會自行決定，並將取決於各種因素，包括我們的業務、財務狀況、 經營業績、資本要求和投資機會。因此，投資者必須只看我們的普通股在市場上的升值，以實現他們的投資收益。這種升值可能不會發生。

有關前瞻性陳述的警示性説明

本招股説明書包含前瞻性陳述，反映了我們目前對未來事件的預期和看法。前瞻性陳述主要包含在“招股説明書摘要”、“風險因素”、“管理層對財務狀況和經營結果的討論與分析”和“業務”部分。已知和未知的風險、不確定性和其他因素，包括“風險因素”中列出的因素，可能會導致我們的實際結果、業績或成就與前瞻性表述中明示或暗示的結果、業績或成就大不相同。

您可以通過“可能”、“將會”、“預期”、“預期”、“目標”、“估計”、“打算”、“計劃”、“相信”、“ ”很可能、“”潛在“”、“繼續”或其他類似的表達方式來識別其中一些前瞻性陳述。我們的這些前瞻性陳述主要基於我們目前對未來事件的預期和預測，我們認為這些事件可能會影響我們的財務狀況、運營結果、業務戰略和財務需求。這些前瞻性陳述包括與以下內容有關的陳述：

這些 前瞻性陳述涉及各種風險和不確定性。儘管我們相信我們在這些前瞻性陳述中表達的期望是合理的，但我們的期望稍後可能會被發現是不正確的。我們的實際運營結果或我們在此預期的其他 事項的結果可能與我們的預期大不相同。可能導致我們的實際結果與我們的預期大不相同的重要風險和因素一般在本招股説明書中的“風險因素”、“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析”、“業務”、“法規”和 其他部分中闡述。您應仔細閲讀本招股説明書和我們參考的文件，並理解我們未來的實際結果可能與我們的預期大相徑庭，甚至更糟。我們通過這些警告性聲明來限定我們所有的前瞻性 聲明。

本招股説明書中的前瞻性陳述僅涉及截至本招股説明書作出陳述之日的事件或信息 。除法律另有要求外，我們沒有義務在作出陳述之日起或反映 意外事件發生之日之後，因新信息、未來事件或其他原因而公開更新或修改任何前瞻性陳述。您應該完整地閲讀本招股説明書和我們在本招股説明書中引用的文件，並將其作為註冊説明書的證物提交給註冊説明書，並瞭解我們未來的實際 結果可能與我們預期的大不相同。

使用收益的

我們 不出售本招股説明書下的任何證券，也不會從出售股東出售 本招股説明書提供的普通股中獲得任何收益。然而，吾等可能會收到行使認股權證所得的現金收益，若就所有認股權證按當前行權價以現金行使，將為吾等帶來約4,603,440美元的總收益。 行使該等認股權證所得款項(如有)將用作營運資金及一般公司用途。我們無法預測認股權證何時或是否會被行使，部分或全部認股權證可能會在未行使的情況下到期。有關出售股東的信息 ，請參閲本招股説明書標題為“出售股東”的部分。

出售股東將支付出售股東因經紀或法律服務而產生的任何承銷折扣和佣金及費用，或出售股東處置特此發售的普通股所發生的任何其他費用。本公司將承擔完成本招股説明書所涵蓋普通股登記所產生的所有其他成本、費用和開支，包括 所有登記和備案費用以及我們的律師和會計師的費用和開支。

大寫

以下是截至2021年12月31日和2020年12月31日的資本總額表：

民事責任的可執行性

我們 是根據開曼羣島的法律註冊成立的，以享受以下福利：

然而，與美國相比，開曼羣島的證券法律體系不太發達，這些證券法律為投資者提供的保護要少得多。

我們的憲法文件不包含要求仲裁我們、我們的高級管理人員、董事和股東之間的糾紛的條款，包括根據美國證券法產生的糾紛。目前，我們幾乎所有的業務都是在美國境外進行的，我們的資產基本上都位於美國以外。我們所有的官員都是美國以外司法管轄區的國民或居民，他們的大部分資產都位於美國以外。因此，股東可能很難在美國境內向這些人送達訴訟程序， 或執行在美國法院獲得的針對我們或他們的判決，包括基於美國或美國任何州證券法條款的民事責任的判決。

Ogier，開曼羣島法律顧問Adnan Kelana Haryanto&Hermanto和印度尼西亞法律顧問Adnan Kelana Haryanto&Hermanto分別告知我們，開曼羣島和印度尼西亞的法院是否會：

管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析

引言

以下對我們財務狀況和經營結果的討論和分析應與本招股説明書中其他部分的綜合財務報表和相關説明一起閲讀。以下討論包含反映我們未來計劃、估計、信念和預期業績的“前瞻性 陳述”。我們提醒您，對未來事件的假設、預期、 預測、意圖或信念可能並經常與實際結果不同，差異可能是實質性的。

請 參閲本招股説明書標題為“風險因素”和“有關前瞻性陳述的警示説明”的章節 ，瞭解與以下討論一起閲讀的重要信息。

如本招股説明書其他部分所述，下列所有股份金額及每股金額均以追溯方式列報 ，以反映於2019年11月8日實施的已發行普通股按1比0股份合併的反向股票分拆 三七五(1股為0.375股)股份。

我們根據表格20-F的第5項指示6，省略了對截至2019年12月31日的年度經營業績的討論。此類討論 可在我們於2022年5月2日提交給美國證券交易委員會的截至2021年12月31日的Form 20-F年度報告中找到。

業務 概述

我們是一家專注於印尼市場的石油和天然氣勘探和生產公司。除了卓越的運營，我們相信 我們為道德、安全和企業社會責任實踐設定了最高標準，以確保我們為社會增加價值。 在具有豐富石油和天然氣經驗的專業管理團隊的領導下，我們尋求在任何時候都發揮我們最好的專業知識 ，以確保可持續發展的盈利和綜合能源勘探和生產商業模式。

我們通過子公司GWN生產石油，GWN是我們在2014年收購的一方，並根據與PT PerTamina(Persero)(或PerTamina)簽訂的技術援助合同(TAC) 運營Kruh區塊，至2020年5月。從2020年5月至2030年5月，GWN在Kruh Block與印尼國家石油公司建立了聯合行動夥伴關係(或KSO)。Kruh區塊佔地258公里²(63,753英畝)，位於南蘇門答臘島巴利彭多波西北16英里處。

我們對Kruh區塊3個(Kruh、北Kruh和West Kruh)油田的儲量估計是基於兩個主要來源：(I)地質、地球物理 和儲層的綜合研究，包括LEMIGAS(負責勘探和生產技術開發及油氣田評估的政府油氣研究和開發中心)於2005年對Kruh、北Kruh和West Kruh油田進行的儲量評估，以及 (Ii)2005年以來更多的油藏和生產數據，特別是自2013年以來增加的新井。

巴西國家石油公司批准了LEMIGAS報告(2005年)中的內容和儲量。我們在LEMIGAS報告中使用額外的油藏和生產數據更新已探明的、可能的和可能的儲量時使用的方法 是基於石油工程師學會-石油資源管理系統(SPE-PRMS)和美國證券交易委員會的指南。

我們已探明的石油儲量沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。Kruh區塊已探明儲量的估計是由我們公司的代表編制的，該團隊由工程、地質和地球物理人員組成，基於 聯邦法規代碼，石油和天然氣現代化報告，最終規則，2009年1月14日在聯邦登記冊發佈的標題17中包含的美國證券交易委員會的定義和披露指南。

我們對已探明儲量的估計是利用現有的地質和油藏數據以及生產動態數據進行的。這些估計由內部油藏工程師和印尼國家石油公司每年進行審查，並根據額外數據進行修訂。修訂是由於 開發計劃、水庫性能、我們與政府合同的有效期和政府限制等方面的變化。

Kruh Block總經理Denny Radjawane先生和首席運營官Charlie Wu博士已審查了儲量估計 ，以確保遵守美國證券交易委員會準則，包括(1)所用方法的適當性；(2)所依賴數據的充分性和質量；(3)儲量估計過程的深度和徹底性；(4)根據所用相關定義對儲量進行分類；以及(5)估計儲量數量的合理性。我們的首席業務發展官和首席執行官也對儲量的估計進行了審查。

下表顯示了我們準備儲量估算的內部團隊的個人資質：

儲量估算團隊的成員至少是以下專業協會之一的成員：美國石油地質學家協會(AAPG)、印度尼西亞地球物理學家協會(HAGI)、印度尼西亞地質學家協會(IAGI)、石油工程師學會(SPE)、印度尼西亞石油工程師學會(IATMI)和印度尼西亞石油協會(IPA)。

Citarum區塊是一個勘探區塊，佔地3924.67平方公里(969,807英畝)。該區塊位於西爪哇的陸上，距離印尼首都雅加達以南僅16英里。

我們的Citarum PSC合同有效期至2048年7月，該合同基於“總分割”制度，即石油和天然氣的生產將根據(A)原油產量和(B)天然氣產量的一定百分比在承包商和印度尼西亞政府之間進行分配。我們的份額將是基本拆分份額加上可變和累進組件。我們的原油基礎拆分份額為43%，天然氣基礎拆分份額為48%。我們的份額百分比是根據可變成分(如二氧化碳和硫化氫含量)和累進成分(如原油和成品油價格)確定的。

因此， 根據我們的Citarum PSC合同，一旦Citarum開始生產，我們有權獲得至少65%的天然氣產量， 根據基地拆分的48%加上Citarum第一個開發計劃(POD I)的5%的可變成分計算，從使用本地成分計算的2%的可變成分 ，因為石油和天然氣陸上服務大多對外國公司關閉或限制 (如本招股説明書中其他地方的“印度尼西亞石油和天然氣行業的商業-法律框架”所述)，根據我們的經濟模型，只有在我們的勘探努力取得成功的情況下，才能在2025年實現180bscf的累計產量。

2018年年中，我們在西爪哇省確定了一個陸上開闊區域，毗鄰我們的Citarum區塊。我們認為，這一地區，也被稱為朗卡斯地區，由於其已探明的石油系統，藴藏着大量原油。為了確認Rangkas 地區的潛力，我們於2018年7月正式向MEMR DGOG表達了在Rangkas地區開展聯合研究的興趣，並於2018年11月5日獲得批准在該地區啟動我們的聯合研究計劃。Rangkas聯合研究覆蓋3970平方公里(或981,008英畝)，於2019年11月完成。DGOG接受了聯合研究的完成，並詢問了我們對招標區塊的進一步程序的興趣。研究結果為油氣成藏提供了有效的含油氣系統。此外，由於有機會將Citarum和Rangkas的業務有效地整合在一起，我們決定於2019年12月向能源部(DGOG)發出利益聲明函，因為我們打算通過直接招標程序為Rangkas簽訂PSC合同 。我們將有權根據截至本招股説明書日期尚未進行的投標過程的結果更改我們的報價，以匹配最佳報價。招標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表。

我們目前從Kruh Block獲得收入 ，並根據我們與印尼國家石油公司於2020年5月開始的10年期KSO合同從原油銷售中獲得利潤分享。在2020年5月之前，Kruh區塊是根據TAC協議運營的。根據我們的KSO，在2030年5月之前，我們擁有從印尼指定的石油儲存地開採和生產石油的經營權，但沒有所有權。在運營期間，我公司承擔所有支出和義務，包括但不限於勘探、開發、開採、生產、運輸、廢棄和場地修復。根據TAC，收入根據現行的國際比較方案確認，按月收益的65%(65%)作為每月成本回收權利，加上出售原油後剩餘收益的26.7857%(26.785，7%)，作為利潤分享的一部分。計算方法為：將我公司生產的原油數量與印度尼西亞政府公佈的現行國際石油價格乘以每桶運營成本的80%乘以非分享石油(“NSO”)。此外，作為利潤分享的一部分，我們還有權從剩餘的20%的銷售收入中額外獲得23.5294%(23.52.94%)。這兩份合同的主要區別是：(1)在TAC中，印尼國家石油公司及其承包商可以分享所有生產的石油，而在KSO中，國家石油公司的產量由國家石油公司及其合作伙伴確定和商定，因此具有既定遞減率的基線產量 完全屬於印尼國家石油公司, 因此，合作伙伴的收入和產量分攤部分只能從高於NSO基線的產量 確定；(2)在TAC中，成本回收上限為銷售該區塊生產的石油所得收益的65%(65%)，而在KSO中，成本回收上限為銷售Kruh區塊內生產的石油所得收益的80%，用於KSO規定的期限內發生的成本加上每桶運營成本的80%乘以NSO。KSO合約期內任何剩餘的成本回收餘額將結轉至下一期間，儘管TAC合同的成本回收餘額將不會結轉至KSO，這意味着隨着KSO於2020年5月開始運營，成本回收餘額被重置為零。

我們的收入和盈利潛力 主要取決於Kruh區塊的石油產量水平和與國際原油價格相關的ICP。 因此，影響我們2021年和2020年財務業績的最大因素是原油價格的波動。在截至2021年12月31日的一年中，國際比較方案增加到平均每桶67.02美元，比每桶37.58美元的平均價格高出78.34%。截至2020年12月31日的年度，改善了我們公司2021年的財務業績。

自2014年開始運營以來(然後通過我們現在的子公司WJ Energy)，自然資源行業經歷了戲劇性的變化。在此期間，原油價格的低迷和隨後的回升影響了我們的運營業績、現金流、資本和勘探投資計劃以及生產前景。持續較低的價格環境過去導致並可能在未來導致特定資產在未來期間減值或減記。2016年，油價危機跌至最低點，每桶國際比較價格僅為25.83美元。在一月份。由於價格較低，我們的業務經過了成本分析程序，以確定我們在Kruh的每個生產井的經濟極限，確定它們各自的直接生產成本。因此，我們關閉了 當年產量低於10桶的6口井。然而，自2020年年中以來，油價總體上大幅上漲 。

我們於2021年3月開始在Kruh區塊進行新的鑽探作業。由於新冠肺炎和政府的許可程序，我們最初預計的鑽探開始日期被推遲了。2021年4月鑽出第一口新井(Kruh 25)，2021年8月開始鑽探第二口井(Kruh 26)。這兩口井都發現了石油，儘管Kruh 25隨後因洪水而受損，但儲量估計已於2021年底更新。2022年3月，我們調動鑽機在Kruh區塊額外鑽探了2口連續生產井(即Kruh 27井和Kruh 28井)，並於2022年5月12日宣佈在Kruh 27發現了石油。我們預計Kruh 27將於2022年5月底開始生產石油，並計劃此後立即開始Kruh 28井的鑽探 。Kruh區塊的第三口新油井預計將於2022年6月至7月開始鑽探，並可能在2022年底之前的某個時候開始鑽探第四口新油井。這些油井是我們之前宣佈的鑽探活動的繼續，目的是在2024年底之前在Kruh區塊完成總共18口新的生產井。如果鑽探成功，預計Kruh 27和Kruh 28在投產第一年的平均日產量將超過100桶石油，每口井的鑽井和完井成本約為150萬美元。根據我們與印尼政府簽訂的合同條款以及90.00美元/桶的油價(這相當於截至本招股説明書日期的當前布倫特原油價格的折扣價)，預計每口油井在頭12個月將產生240萬美元的淨收入 ，這將足以收回投產第一年的鑽井成本。

選定的 所顯示期間的主要財務結果

概述

截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度

截至2021年12月31日的年度與截至2020年12月31日的年度相比，財務和經營業績如下：

影響未來運營的趨勢

對經營結果影響最大的 因素將是(I)原油和天然氣的銷售價格，以及(Ii)我們感興趣的油井或氣井的產量。我們的收入還將受到其通過勘探和開發活動維持或增加石油或天然氣產量的能力的顯著影響。

預計現金流的主要來源將來自原油和天然氣資本化資產的生產和銷售 這些資產正在枯竭。銷售石油和天然氣產品的現金流取決於生產數量和生產獲得的價格 。價格上漲將使我們能夠在更大程度上利用內部產生的資金為運營提供資金， 可能使我們能夠更容易或以更優惠的條款獲得股權融資(取決於我們與L1 Capital在本招股説明書其他地方討論的協議)，並降低獲得融資的難度。然而，價格上漲加劇了對石油和天然氣前景的競爭，增加了勘探和開發成本，並且由於潛在的價格下跌，增加了在價格處於較高水平時購買生產資產的相關風險。

石油和天然氣價格下跌(包括2020年第一季度)(I)將減少我們內部產生的現金流，這反過來將減少可用於勘探和替換石油和天然氣資本化財產的資金，(Ii)將增加獲得股權和債務融資的難度，並惡化獲得此類融資的條件，(Iii)將減少具有合理經濟條款的石油和天然氣遠景的數量，(Iv)可能導致我們根據潛在油氣資本化財產相對於勘探成本的 價值允許租約到期，(V)可能導致產量較低的 油氣井被放棄為非商業油氣井，以及(Vi)可能增加獲得融資的難度。然而，價格下跌 減少了對石油和天然氣資產的競爭，並相應地降低了租賃和勘探的價格。

2020年包括印度尼西亞在內的新型冠狀病毒(新冠肺炎)在全球範圍內的爆發和大流行已經並可能繼續影響我們的業務，這可能會影響我們的石油總產量。自疫情爆發以來，由於石油需求低迷、產量增加以及石油輸出國組織(OPEC)和俄羅斯在減產問題上的爭端，原油價格受到了很大的負面影響。因此，由於上述因素以及新冠肺炎爆發的其他不可預見和不可預測的後果，我們的收入和利潤預計將下降。

此外，2020年上半年，在歐佩克成員國宣佈2020年3月降價和增產後，大宗商品價格大幅下跌，這導致全球經濟普遍大幅收縮，特別是石油和天然氣勘探行業 。再加上新冠肺炎疫情，對全球能源價格以及我們的運營業績和財務狀況的長期影響尚不清楚，也無法預測。請參閲題為“風險因素”的新冠肺炎的爆發和能源市場的波動 可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績、現金流、流動性和前景產生實質性的不利影響 .”

我們 於2021年3月開始在Kruh區塊進行新的鑽井作業。由於新冠肺炎和政府的許可程序，我們最初預計的鑽探開始日期被推遲了 。第一口新井於2021年4月鑽成，第二口井於2021年8月開工。儲量估計在2021年底進行了更新。我們將在2022年、2023年和2024年完成剩餘的16口井。我們於2022年3月調動鑽機在我們的Kruh區塊連續鑽探2口生產井，即Kruh 27井和Kruh 28井，並於2022年4月開始在Kruh 27井進行鑽井作業。2022年5月12日，我們宣佈在Kruh 27發現了石油。在Kruh 27，在3,058至3,190英尺的深度之間發現了大約132英尺的油砂。Kruh 27井的這一含油層段(指油區頂部到油區底部)厚14英尺，因此比預期的要大，這意味着Kruh 27的總儲量可能比預期的要大。根據這些鑽探結果，我們預計Kruh 27將於2022年5月底開始生產。

我們計劃在Kruh 27井完工後立即開始鑽探Kruh 28井。Kruh 區塊的第三口新井預計將於2022年6月至7月開始鑽探，並可能在2022年底之前的某個時候開始鑽探第四口新井。這些油井是我們先前宣佈的鑽探活動的繼續，目標是在2024年底之前在Kruh區塊完成總共18口新的生產井 。如果鑽探成功，預計Kruh 27和Kruh 28在投產第一年的平均日產量將超過100桶石油，每口井的鑽探和完工成本約為150萬美元。根據我們與印尼政府簽訂的合同條款和90.00美元/桶的油價(這是截至本招股説明書日期的布倫特原油當前價格的折扣價)，預計每口油井在前12個月將產生240萬美元的淨收入，這將足以收回生產第一年的鑽井成本。

2022年2月開始的俄烏衝突引發了對石油供應的擔憂，導致全球油價大幅上漲。這一趨勢導致印尼原油價格走高，從2月份的每桶94.92美元和2022年3月的每桶114.02美元 高於2021年每桶67.02美元的平均價格。ICP的持續增長為我們公司創造了更高收入的潛力 而不會導致費用增加。我們預計，2022年，油價的這一趨勢將幫助我們為公司建立 正現金流，增強我們的流動性，並可能為我們提供更多獲得資本資源的機會。

除上述 以外，管理層不知道任何其他趨勢、事件或不確定性將對銷售、收入或支出產生或合理預期會產生重大影響。

運營結果

下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的綜合運營報表和綜合虧損表中的某些項目：

截至2021年12月31日的年度與截至2020年12月31日的年度比較

收入

截至2021年12月31日的年度的總收入為2,452,540美元，而截至2020年12月31日的年度的總收入為1,980,773美元，增加了471,767美元，這是由於國際比較方案的增加，但部分被產量下降所抵消。

租賃 運營費用

租賃 截至2021年12月31日止年度的營運開支較2020年同期增加474,620美元，或23.52%，主要是由於增加了額外的設備，包括於2021年批准的Kruh 22的壓裂和維修，以及為Kruh 25和Kruh 26新井的抽水機組和發電機組(發電機)。

折舊、損耗和攤銷(DD&A)

截至2021年12月31日止年度的DD&A金額較2020年同期增加112,004美元，或16.03%，這是由於TAC期間的若干鑽探及生產工具已退役。

一般費用 和管理費用

截至2021年12月31日止年度的一般及行政開支較2020年同期減少1,283,024美元或19.64%，原因是按股份計算的薪酬及差旅開支減少。

交換 收益

截至2021年12月31日的年度，我們的匯兑收益為28,489美元，而2020年同期的匯兑收益為132,033美元。這一變化主要是由於匯率的波動。

其他 費用(收入)，淨額

由於2021年的銀行手續費、利息成本和利息收入，截至2021年12月31日的年度的其他支出淨額為10,459美元，而2020年同期的其他收入淨額為185,845美元。

淨虧損

本公司於截至2021年12月31日止年度的淨虧損為6,083,379美元，而2020年同期則為6,951,698美元。

關鍵會計政策和估算

影響我們財務狀況和經營結果的會計政策在截至2019年12月31日、2020年和2021年12月31日的綜合財務報表中有更全面的描述，包括在本招股説明書的其他部分。編制這些合併財務報表需要我們在選擇適當的假設來計算會計估計時做出判斷，而會計估計本身就包含一定程度的不確定性。我們的估計是基於歷史經驗和我們認為在這種情況下 是合理的各種其他假設，這些假設的結果構成了對資產和負債的賬面價值以及報告的收入和支出金額的判斷的基礎，這些收入和支出從其他來源看起來並不明顯。在不同的假設或條件下，實際結果可能與這些估計值不同。

我們 認為，我們的關鍵會計政策會影響我們在編制合併財務報表時使用的更重要的判斷和估計，具體如下：

長期資產減值

當事件或環境變化表明某項資產的賬面金額 可能不再可收回時，我們 審查我們的長期資產或資產組的減值。當上述事件發生時，我們評估長期資產或資產組的可回收能力，方法是將長期資產或資產組的賬面價值與使用資產及其最終處置所產生的估計未貼現未來現金流量進行比較 當估計未貼現未來現金流量低於賬面價值時，在綜合經營報表中確認減值損失，並就使用預期未來貼現現金流量的公允價值與資產賬面價值之間的差額確認減值損失。截至2021年12月31日、2020年12月31日及2019年12月31日止年度，長期資產並無減值。

石油和天然氣性質，淨額，全成本法

我們 採用全成本法核算石油和天然氣資產。根據全成本法，收購、勘探及開發與已探明儲量的物業有關的所有生產性及非生產性成本，例如TAC及KSO Kruh區塊，均予以資本化。截至2021年12月31日和2020年12月31日，與Kruh儲備相關的所有資本化成本均須進行攤銷。資本化成本須遵守季度上限測試，該測試將此類成本限制為已探明儲量的估計未來淨現金流量現值的總和，該總和使用報告期末前12個月內每個月的石油和天然氣價格的未加權算術平均值 首日計算，折現10%，並以已探明資產的成本或公允價值中的較低者為準。如果資本化的未攤銷成本超過上限，超出部分將計入 期間發生的費用。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度沒有成本上限減記。

每個報告期的損耗 是按生產單位法計算的。損耗基數為前期已資本化油氣資產總額 加上期間資本化和未來開發成本。此外，枯竭率的計算方法為： 枯竭基數除以預計在運營期間開採的總已探明儲量。然後，消耗 被計算為該期間的產量乘以消耗速率。

於截至二零二一年十二月三十一日、二零二一年及二零一九年十二月三十一日止年度，估計已探明儲量乃根據TAC之下Kruh區塊的營運至2020年5月，再根據KSO自2020年6月起至2030年5月屆滿而釐定。

與擁有未探明儲量或正在開發中的物業有關的 成本，例如生產分成合約(“PSC”) Citarum區塊，最初並不包括在全部成本耗竭基數內。成本包括但不限於未經探明的物業 收購成本、地震數據以及與該物業相關的地質和地球物理研究。一旦儲量被確定為已探明，這些成本將轉移到 枯竭基地。

離職後福利撥備

根據印度尼西亞勞動法第167條2003年第13號法律的監管要求，我們確認了離職後福利，以計入我們有義務在TAC和KSO管理下僱用的員工到期時一次性支付的金額。此類確認 在員工為我們公司提供服務期間進行年度審查，並通過精算師參與進行。

精算損益在其他全面收益(“OCI”)中確認，並永久排除在營業利潤或 虧損之外。計劃資產的預期收益不在營業利潤或虧損中確認。預期回報通過在營業利潤或虧損中確認淨界定資產(或負債)的利息 收入(或費用)來取代，這是使用用於衡量養老金義務的貼現率 計算的。

所有過去的服務成本將在修改/削減發生時或實體確認相關重組或終止成本時確認 。

作出此類變動是為了在財務狀況表中確認養卹金淨資產或負債，以反映計劃赤字或盈餘的全部價值。

最近 會計聲明

與我們相關的最近發佈的會計聲明列表包括在本招股説明書其他部分的附註2-重要會計政策摘要 中。

流動性 與資本資源

截至2021年12月31日止年度，本公司淨虧損6,083,379美元，經營活動中使用的現金淨額為3,548,656美元。此外，截至2021年12月31日，我們的累計赤字為33,818,161美元，營運資本為699,044美元。我們未來 期間的經營業績受到許多不確定性的影響，我們是否能夠減少或消除我們的淨虧損並在可預見的未來實現 盈利也是不確定的。如果我們無法根據收入預測增加收入或管理運營費用， 我們可能無法實現盈利。

我們的主要流動資金來源包括經營活動產生的現金、我們於2019年12月19日完成的首次公開招股(“IPO”)的收益、來自第三方或關聯方的短期和長期借款(如 )，以及最近與L1 Capital的融資。2016年7月19日，我們與Thalesco Eurotronics Pte Ltd.(第三方)簽訂了一項貸款協議，獲得了金額為2,000,000美元的貸款安排，原定到期日為2017年7月30日，續期至2020年7月30日，為Kruh Block的一口油井鑽探提供資金。2019年6月3日，貸款進一步延期至2023年5月22日。這筆貸款的年利率為1.5%。我們還獲得了一筆本金不超過1,900,000美元的透支貸款，本金不超過1,900,000美元，可自動續期1年，於2017年11月14日到期，浮動利差為每年1%，高於我們為質押這筆貸款而存入的2,000,000美元餘額的抵押品賬户所賺取的年利率。2020年8月25日，我們償還了Thalesco Eurotronics Pte Ltd.的貸款1,000,000美元。截至2021年和2020年底，欠Thalesco Eurotronics Pre Ltd.的金額分別為1,000,000美元和1,000,000美元。

2019年12月23日，我們完成了1,363,637股普通股的首次公開募股，公開發行價為每股普通股11.00美元，扣除承銷折扣、佣金和費用前總收益為15,000,007美元。

於2022年1月21日，我們完成了總額中的第一批，然後根據購買協議 與L1 Capital進行了預計7,000,000,000美元的私募。在扣除6.0%的原始發行折扣和相關法律費用後，我們在2022年1月24日總共收到了4,271,000美元。

原始票據項下的第二批本金為2,000,000美元(受我們於2022年1月25日提交的當前6-K表格報告中所述的潛在減額的限制，“第二批金額”)將在本招股説明書所包含的註冊聲明(“L1註冊聲明”)宣佈生效後兩(2)個交易日提供資金， 在滿足某些先例條件的情況下。2022年3月4日，我們與L1 Capital簽訂了SPA修正案和經修訂並重新簽署的 高級可轉換本票，該票據對原始票據進行了完整的修改和重申。根據此等修訂， 第二期發行金額由2,000,000美元增至5,000,000美元(減去原附註所規定的6%原始發行折扣)。

於2022年5月16日，吾等與L1 Capital訂立第二份經修訂及重申的附註，該附註規定(除本招股説明書內其他地方所述事項外)，第二期款項(5,000,000美元，減去6%的原始發行折扣)須於提交L1註冊説明書第一次修訂後的 兩個交易日內支付(而非於L1註冊説明書生效時)。

截至2022年4月26日，我們擁有約191萬美元的現金和現金等價物，這些現金和現金等價物不受取款或使用限制， 存放在金融機構。此外，我們相信，在滿足我們的資本金要求時，我們將繼續獲得L1 Capital的財務支持。我們預計將通過與印尼銀行的銀行債務以及潛在的公開或私人發行我們的證券來彌補現金需求的任何缺口。我們還將繼續 專注於提高運營效率和降低成本，並按計劃發展我們的核心現金產生業務。我們打算 通過運營和前述潛在的融資機會，滿足我們在2022年4月29日(截至2021年12月31日的年度的經審計財務報表發佈之日)之後12個月的現金需求。

根據我們目前的流動性和預期的資金需求，我們未來可能需要額外的資本來為我們的運營提供資金。 如果我們確定我們的現金需求超過了當時手頭的現金和現金等價物，我們可能會尋求 發行股權或債務證券或獲得信貸安排。發行和出售額外股本將導致我們的股東進一步稀釋 。債務的產生將導致固定債務的增加，並可能導致可能限制我們運營的運營契約 。我們不能向您保證從任何來源獲得融資的金額或條款都是我們可以接受的 ，或者因此，我們將能夠減輕我們預期的資金需求。

鑑於新冠肺炎疫情以及最近油價的波動，我們在計劃的資本支出方面增加了靈活性，將我們的合同風險敞口和承諾在整個Kruh區塊鑽井計劃中一次僅鑽探有限數量的油井 ，以降低流動性風險和與我們在可預見的未來油價保持波動或變得低迷的情況下繼續經營的能力相關的風險。

現金流

下表列出了關於我們截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度現金流量表的某些歷史信息：

截至2021年12月31日的年度與截至2020年12月31日的年度比較

操作 活動

截至2021年12月31日的一年中，運營活動使用了355萬美元的現金，而2020年的現金為519萬美元。經營活動中使用的現金淨額減少約164萬美元，主要是由於截至2021年12月31日的年度的應收賬款現金流出和應付賬款現金流出較2020年的流出減少約118萬美元和47萬美元。

投資 活動

截至2021年12月31日的年度，用於投資活動的現金淨額約為276萬美元，而截至2020年12月31日的年度，用於投資活動的現金淨額約為36萬美元。用於投資活動的現金淨額增加約215萬美元 主要是用於資本支出的現金增加所致。

為 活動提供資金

在截至2021年12月31日的年度內，並無提供或使用現金進行融資活動。截至2020年12月31日止年度，於融資活動中使用的現金達113萬美元，主要包括償還第三方長期貸款及償還銀行貸款約13萬美元。

合同義務

下表彙總了截至2021年12月31日在Kruh區塊和Citarum區塊進行的所有計劃支出的未貼現的未來承付款金額 ：

承諾的性質 ：

(A) 經營租賃承諾是允許使用資產但不轉讓資產所有權的合同。經營租賃是指資產的表外融資，其中租賃資產和未來租金支付的相關負債不包括在公司的資產負債表中。經營租賃是指出租人根據條款 就資產達成的租賃協議。大多數經營租賃與石油生產中使用的設備和機械有關。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的營運租約租金開支分別為1,228,871美元、1,167,097美元和1,204,204美元。

(B) 油井成本包括廢棄和現場修復(ASR)成本，根據政府規定，該成本主要包括在與現場清理、現場恢復和現場補救相關或相關的現場生命週期結束時的上游資產轉移成本。在合同結束之前，Kruh區塊內所有油井的ASR費用為每年32,125美元。

(C) 這兩個公司承諾的計劃工作計劃都包括在估算中。我們可以靈活地在10年內分配支出 。

通過我們的公司組織轉賬

關於現金資金如何從我們的公司轉移到WJ Energy以及隨後轉移到我們在印度尼西亞的運營子公司， 此類轉移是以股東貸款的形式進行的，為我們運營子公司的資本、運營、一般和行政支出提供資金 。截至2021年和2020年12月31日止年度：(I)我們向WJ能源轉移的現金總額分別為2,922,205美元和3,708,054美元，(Ii)從WJ Energy轉移到我們運營子公司的現金總額 分別為2,899,444美元和3,656,345美元。上述所有交易均通過印尼各公司擁有的銀行賬户進行。我們的母公司WJ Energy和我們的運營子公司都在印尼擁有銀行賬户，以將國際或跨境現金轉移降至最低。

到目前為止，我們的運營子公司沒有向WJ Energy支付股息或進行任何分配，WJ Energy也沒有向我們的公司進行分紅或分配。 截至招股説明書日期，我們向股東(包括公眾股東)支付股息的可能性微乎其微，但我們不知道有任何香港或其他外匯限制，也沒有任何限制損害(I)我們向股東分配收益的能力，(Ii)WJ Energy向母公司進行分配的能力，或(Iii)我們的運營子公司向WJ Energy進行分配的能力 。

表外安排 表內安排

我們 沒有任何對其財務狀況、財務狀況變化以及運營結果、流動資金或資本資源產生當前或未來影響的表外安排。

財務報告內部控制

關於對截至2021年12月31日的年度綜合財務報表的審計，我們發現截至2021年12月31日的財務報告內部控制存在一個重大缺陷。根據美國上市公司會計監督委員會(“PCAOB”)制定的標準，“重大缺陷”是指財務報告的內部控制存在缺陷或缺陷的組合，使得年度或中期財務報表的重大錯報很有可能無法得到及時預防或發現。

發現的與我們公司有關的重大弱點與缺乏足夠的財務報告和會計人員有關，他們對美國公認會計準則和美國證券交易委員會的報告要求有適當的瞭解 ，無法正確解決複雜的美國公認會計準則會計問題，並編制和審查我們的合併財務報表和相關披露，以滿足美國公認會計準則和美國證券交易委員會財務報告要求。

在 2021年間，我們試圖實施並將繼續實施多項措施，以解決實質性的薄弱環節，包括以下 措施：

我們 預計將盡快完成上述措施，並將繼續實施措施以補救內部 控制缺陷，以遵守《薩班斯-奧克斯利法案》第404條。我們預計，在實施此類措施時，我們將產生鉅額成本。然而，我們不能向您保證所有這些措施都足以及時或根本彌補我們的重大弱點。如果我們未能實施和維持有效的內部控制制度以彌補我們在財務報告方面的重大弱點，我們可能無法準確報告我們的經營業績，履行我們的報告義務或防止欺詐，投資者信心和我們普通股的市場價格可能會受到重大不利影響。

新會計準則

根據2012年的JumpStart Our Business Startups Act(“JOBS法案”)的定義，我們是一家“新興的成長型公司”。根據《就業法案》，新興成長型公司可推遲採用在《就業法案》頒佈後發佈的新會計準則或修訂後的會計準則，直到這些準則適用於私營公司。

2016年2月，FASB發佈了ASU編號2016-02，租賃(主題842)。該指引取代了現行有關租賃的會計準則，主要分別為： 經營性租賃將在財務狀況表中作為使用權資產和租賃負債入賬，最初按租賃付款現值計量。對於期限為12個月或以下的經營性租賃，允許承租人 作出不確認租賃資產和負債的會計政策選擇。2018年7月，ASU 2016-02使用ASU 2018-11進行了更新， 對ASC主題842進行了有針對性的改進，該主題為實體提供了實施新租賃標準的某些方面的成本。具體地説，根據ASU 2018-11的修正案，(1)實體在過渡到ASC 842時可以選擇不重新計算所提供的比較期間 ；(2)出租人可以在滿足某些條件時選擇不分開租賃和非租賃部分。 2019年11月，ASU 2019-10對ASC 842的編撰改進修改了所有其他實體的生效日期。2020年6月，ASU 2020-05將“所有其他”類別實體的生效日期推遲一年。對於所有其他實體，ASU 2020-05中的修正案 在2021年12月15日之後的財政年度和2022年12月15日之後的財政年度內的過渡期內有效。本公司自2022年1月1日起採用ASU 2016-02。截至2022年1月1日，公司已在綜合資產負債表中確認了經營性租賃的使用權租賃資產和相關租賃負債，金額為50萬美元。

2016年6月，財務會計準則委員會發布了美國會計準則委員會第2016-13號《金融工具-信貸損失》，其中將要求根據歷史經驗、當前狀況以及合理和可支持的預測對報告日期持有的金融資產的所有預期信貸損失進行計量。隨後，FASB發佈了ASU第2018-19號，對主題326的編撰改進，以澄清經營性租賃產生的應收賬款屬於租賃會計準則的範圍。此外，FASB發佈了ASU編號2019-04、ASU 2019-05、ASU 2019-10、ASU 2019-11和ASU 2020-02，以提供關於信用損失標準的額外指導。對於所有其他實體，ASU 2016-13財年的修正案 在2022年12月15日之後的財年生效，包括這些財年內的過渡期，但允許提前採用。華碩的採用是在修改的追溯基礎上進行的。公司將從2023年1月1日起採用ASU 2016-13。這一採用預計不會對我們的合併財務報表。

財務會計準則委員會或其他準則制定機構發佈或建議的其他會計聲明 在未來某個日期之前不需要採用的 預計在採用時不會對公司的合併財務報表產生實質性影響。

生意場

概述

我們是一家專注於印尼的石油和天然氣勘探和生產公司。除了卓越的運營，我們相信我們為道德、安全和企業社會責任實踐設定了最高標準，以確保我們為社會增值。在具有豐富石油和天然氣經驗的專業管理團隊的帶領下，我們尋求發揮我們的專業知識，以確保 可持續發展的盈利和綜合能源勘探和生產商業模式。我們的使命是高效地管理印尼有利可圖的能源資源。我們的願景是成為印尼石油和天然氣行業的領先公司 ，在儘可能減少環境和社會影響的情況下最大限度地回收碳氫化合物。我們於2018年4月24日註冊為開曼羣島法律下的豁免有限責任公司，是WJ Energy Group Limited(或WJ Energy)的控股公司，而WJ Energy Group Limited(或WJ Energy)又擁有我們在印尼的控股和運營子公司。

印尼油氣產業及經濟信息

印度尼西亞是東南亞最大的經濟體(位於印度洋和太平洋之間，與馬來西亞、新加坡、東帝汶和巴布亞新幾內亞接壤)，自克服20世紀90年代末的亞洲金融危機以來，經濟取得了令人印象深刻的增長。 印尼經濟在2021年繼續復甦，儘管由於年中新冠肺炎三角洲的變異浪潮而放緩。根據世界銀行的數據，印尼經濟在2021年估計增長了3.7%，預計2022年將加速至5.2%。 今天，印度尼西亞是世界上10個國家之一。^這是最大的經濟體，20國集團的成員和世界第四人口大國，根據中央情報局的世界概況，截至2021年7月，人口超過2.75億。根據印尼商品與衍生品交易所和世界概況，印尼在其他大宗商品市場也佔有重要地位，如動力煤、銅、黃金和錫，印尼是世界第二大錫生產國和最大的錫出口國，在農業行業也是大米、棕櫚油、咖啡、藥用植物、香料和橡膠的生產國。

印尼的石油和天然氣行業是世界上歷史最悠久的行業之一。自1885年在北蘇門答臘島首次發現石油以來，印度尼西亞在石油和天然氣領域已經活躍了130多年 。主要的國際能源公司在20年代中期開始了他們重要的勘探和開發業務。^這是世紀。根據上游油氣業務活動特別工作組(SKK Migas-Satuan Kerja Khurus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米)2020年年度報告和英國石油公司《2021年世界能源統計評論》 ，截至2020年底，印尼已探明石油儲量為24.4億桶。根據雪佛龍的公開文件，雪佛龍在印尼已經非常活躍了50多年。雪佛龍在此期間生產了非常大量的石油--120億桶 ，其中數十億桶是在蘇門答臘島(我們的Kruh區塊所在地，如下所述)生產的。下圖顯示了國際大公司在印尼開展業務的地區：

資料來源：印尼能源有限公司

印尼較早地進入能源行業，幫助該國成為制定法律、商業和金融框架的全球先鋒 ，以支持一個非常穩定、不斷增長的行業，鼓勵了數千億美元的投資。印尼能源行業是全球行業的典範，是生產分享合同範本的創始人，目前仍在世界各地作為首選合同形式使用；這是我們運營Citarum區塊的合同形式，如下所述 。

印度尼西亞的石油和天然氣部門受2001年關於石油和天然氣的第22號法律(2001年11月22日)(或《石油和天然氣法》)管轄。政府在整個印度尼西亞領土上保留採礦權，政府控制着國家採礦局。石油和天然氣部門 由上游(即勘探和生產)和下游活動(即煉油和加工)組成，分別進行監管和組織。上游部門由SKK Migas管理和監督。私營公司通過SKK Migas與政府簽訂主要基於產量分享計劃的合作合同，從而作為SKK Migas的承包商，從而獲得勘探和開採石油和天然氣資源的權利。一個實體只能持有一個PSC，PSC的有效期通常為30年， 通常包括6年加4年的勘探和20年的開採。

然而，印尼和全球的石油和天然氣行業在過去四年裏經歷了巨大的波動。全球地緣政治和經濟考量在推動油價敏感度方面發揮着重要作用。自2014年中的峯值(每桶105.72美元)以來，我們生產的這類原油的印尼原油價格暴跌了75%以上，2016年初為每桶25.83美元。自2016年以來，政治和經濟因素迫使全球原油供需達到平衡，截至2019年12月31日的一年，ICP值再次上升，達到61.89美元的平均水平。根據福布斯的數據，在2020年第一季度，新冠肺炎的爆發對全球油價產生了很大影響。由於沙特阿拉伯在3月初增加了石油產量並降低了價格，儘管病毒爆發後需求不足，但基準油價暴跌了25%。截至2020年12月31日止年度的平均價格為每桶37.58美元，較截至2019年12月31日的年度下跌39.28%(儘管於2021年，平均價格已上升，2021年12月的平均價格為每桶72.62美元)。

缺乏新的儲量發現和儲量枯竭的問題仍然存在，導致印尼石油和天然氣部門對國家收入的貢獻 下降。根據《普華永道2020指南》，2019年石油和天然氣行業的投資約為121億美元，這是自2016年以來的最高水平，原因是石油和天然氣價格上漲引發了一些投資興趣。在天然氣儲量方面， 正如英國石油公司《2021年世界能源統計評論》(或英國石油公司2021年報告)所述，印度尼西亞排名第20位^這是在世界上和 4^這是在亞太地區，緊隨中國、澳大利亞和印度之後。

據DGOG介紹，2020年，印尼上游活動已實現投資104.7億美元。SKK Migas年度報告 記錄，截至2020年底，印尼共有184個合同區，其中95個合同區處於開採階段，其餘89個合同區處於勘探階段。SKK Migas還報告稱，2020年總投資為105億美元。大約75%的石油上游活動集中在我們區塊所在的印度尼西亞西部。SKK MIGAS還記錄，到2027年，上游行業有42個主要項目，總投資額為433億美元。SKK Migas在其2020年度 報告中表示，繼續生產的精神在2018年至2019年增加了投資，但在2020年有所減少。如果與2019年相比，由於技術角度的各種挑戰以及上游油氣業務的氣候以及油價下跌和新冠肺炎大流行的條件，2020年的投資下降了9.5%。為了促進油氣投資和生產，印尼政府於2018年3月將PSC制度從成本回收改為總拆分，並進一步取消了18項規定 和23項認證、推薦和許可要求，以減少認證重複，縮短 官僚作風，簡化監管制度。總拆分計劃根據總產量將石油和天然氣產量分配給簽約方，而在成本回收方面，石油和天然氣產量在扣除生產成本後由政府和承包商分攤。政府仍然熱衷於吸引更多的外國投資進入國內石油和天然氣行業，因為需求上升導致產量不足。

為了促進油氣投資和生產，印尼政府於2018年3月將PSC制度從成本回收 改為總拆分，並進一步取消了18項規定和23項認證、推薦和許可要求，以減少認證重複，縮短官僚作風，簡化監管制度。T總拆分方案根據總產量將油氣產量分配給締約方，而在成本回收中，石油和天然氣產量在扣除生產成本後由政府和承包商分攤。由於產量不足，需求上升，政府仍熱衷於吸引更多外國投資進入國內石油和天然氣行業。

根據英國石油公司2021年的報告，印尼2020年的石油消費量達到每天145萬桶，其中51%由國內生產滿足。MEMR指出，2020年印尼石油出口量為3145萬桶，進口量為7969萬桶。SKK Migas記錄顯示，泰國和新加坡是印尼2020年石油和凝析油出口量最大的兩個國家，分別為1018萬桶和413萬桶。

此外， 我們認為，印尼不斷增長的經濟，加上政府有意降低對煤炭作為工業、發電和交通能源供應來源的依賴，將導致印尼未來對天然氣的國內需求 上升。如果不想抑制印尼的經濟增長，印尼的電力基礎設施需要大量投資。根據MEMR 2020年報，2020年底的發電量約為72.8千兆瓦，較2019年的69.7千兆瓦增長4.5%。根據2017年印尼國家能源總計劃，政府的目標是在2030年將發電能力提高到190千兆瓦，到2050年增加到443千兆瓦，以滿足印尼日益增長的中產階級人口及其製造業對電力的需求。印尼國家能源理事會總祕書處報告稱，印尼的天然氣需求預計將從2015年的1.67 TCF上升到2025年的2.45 TCF，其中大部分需求來自爪哇和巴釐島，特別是發電站和化肥廠。

根據印尼技術評估和應用機構發佈的報告《2020年印尼能源展望》，從2018年到2050年，印尼的能源總需求預計將以平均每年3.9%的速度增長。同期，天然氣需求預計年均增長3.8%，工業部門能源需求年均增長4.4%，預計到2050年電力總需求增長630%，其中24%來自天然氣。

在天然氣分配方面，印尼仍然缺乏廣泛的天然氣管道網絡，因為由於印度尼西亞羣島國家的特殊領土構成，主要天然氣儲量位於遠離需求中心的地方。印度尼西亞天然氣管道網絡 是根據商業項目開發的；因此，它們由許多支離破碎的系統組成。發達的天然氣網絡 大多位於消費者中心附近。2020年天然氣輸配管道基礎設施總量為15.725，06公里，比2019年增加6.51%，但與2019年增加的管道長度相比仍減少46%。根據石油和天然氣下游管理局(BPH MIGAS)2020年業績報告，到2024年，印尼預計將擁有總計17,300公里的天然氣管道網絡。

在Citarum區塊所在的西爪哇，天然氣總需求預計將從2020年的2521 mm scfd大幅增加到2035年的3032 mm scfd巴西國家石油公司，印尼石油、礦業和能源新聞機構。這將需要在2020年額外供應603毫米/立方米天然氣，2028年增加1,836毫米/立方米/日的天然氣供應(包括進口)。與煤炭相比，天然氣的碳含量相對較低，而且價格中等，至少在未來十年內，天然氣可能仍將是一種受歡迎的燃料，尤其是考慮到印尼豐富的天然氣儲量。此外，隨着印尼經濟和人口的增長，印尼的能源需求預計將增加。

我們的 機會

從2014年開始，我們的管理團隊通過收購中型生產和勘探區塊，發現了印尼石油和天然氣行業的重大機遇。總而言之，我們的目標是確定具有最高盈利潛力的石油和天然氣業務資產。如下文所述，我們相信我們的兩項流動資產--Kruh和Citarum--代表的正是這些 類型的資產。

我們認為這些中型區塊的存在主要有兩個原因：(I)像我們這樣的小型公司普遍缺乏對該行業的投資；(Ii)大型石油和天然氣勘探公司忽視了這些區塊；其中許多公司在印尼境內運營。

我們目標行業缺乏投資的根本原因是該行業資本要求高，進入門檻高，包括高啟動成本、高固定運營成本、技術、專業知識和嚴格的政府法規。我們已經並將繼續尋求通過謹慎部署投資者資本以及我們生產業務的現金來克服這一問題。

此外，我們瞄準的中型區塊被較大的競爭對手忽視，因為他們的資產選擇在儲備規模和上行潛力方面受到更高的 門檻標準，以證明其人力資源和資本的部署是合理的。這 意味着一家非常小的公司沒有能力運營這些區塊，新的投資者不太可能進入這個領域，主要的 生產商正在爭奪更大的資產。

這種 情景為我們的公司創造了機會：可獲得被忽視的資產，包括印尼潛在資源尚未開發的生產和勘探項目 ，這為我們在未來幾年創造經濟利潤和擴大業務創造了潛力。

一個重要的事實是，自我們2014年開始運營以來，由於油價波動，自然資源行業經歷了戲劇性的變化。在此期間，低油價帶來的挑戰激勵我們高效運營 ，以推動我們的業務最大限度地利用組織內的可用資源來降低成本並提高運營效率 。最近，隨着油價的改善，我們相信我們處於有利地位，可以利用我們較低的生產成本 。

資產 投資組合管理

我們的 資產組合目標是在中型生產區塊和資源潛力巨大的勘探區塊之間建立最佳組合。我們相信，這種多元化技術的實施為我們公司提供了投資於具有巨大上行潛力的勘探資產的能力，同時也通過現金流產生的資產保護了我們的投資。

我們將生產區塊視為在短期內產生現金流或有潛力產生正現金流的石油和天然氣資產。勘探區塊是指需要發現才能證明資源的石油和天然氣區塊，一旦這些資源得到探明，此類項目可以產生多重資本回報。

我們的投資組合管理方法要求我們收購具有不同合同結構和成熟階段業務的資產。另一個關鍵因素是，我們相信我們的資產組合提供的多元化使我們有能力更好地應對行業帶來的挑戰，例如宏觀經濟因素的不確定性、大宗商品價格波動以及石油和天然氣行業的整體未來狀況 。

我們 相信這一戰略還允許我們通過持有由目標產量水平支持的生產、開發和勘探許可證組合來維持可持續的石油和天然氣生產業務(即所謂的“上游”業務) 。我們相信，從長遠來看，這應該會讓我們在減少風險敞口的同時，產生超額投資回報。

我們的 資產

我們 目前通過我們在印尼的運營子公司持有兩項油氣資產：一個生產區塊(Kruh區塊)和一個勘探區塊(Citarum區塊)。我們還確定了潛在的第三個勘探區塊(Rangkas地區)。

Kruh 區塊

我們 於2014年獲得Kruh區塊的權利，並於2014年11月通過我們的印尼子公司PT Green World Nusantara(或GWN)開始運營。Kruh區塊根據與印尼國有石油和天然氣公司印尼國家石油公司簽訂的技術援助合同(或TAC)運營至2020年5月，Kruh區塊的運營權將作為聯合運營夥伴關係(或KSO)從2020年5月持續至2030年5月。這個街區佔地258公里。²(63,753英畝)，位於南蘇門答臘島巴利彭多波西北16英里處。2020年，該區塊平均每月生產約6,044桶石油，2021年平均每月生產約5,053桶石油。在區塊已探明和潛在含油的八個構造中，三個構造(北克魯赫、 克魯赫和西克魯赫油田)的已探明和未開發原油總儲量合計為439萬桶(淨原油探明儲量為263萬桶)，截至2020年12月31日的可能未開發原油總儲量為215萬桶，按2030年5月合同到期日確定。由於2021年的產量以及政府許可程序和新冠肺炎疫情導致的開發鑽井計劃開始較晚，2021年已探明儲量可能會減少，而可能的儲量將會增加。可能儲量是指那些比已探明儲量更不確定可採的額外儲量，但與已探明儲量一起，有可能無法開採。已探明的未開發儲量包括直接抵消開發間隔區域的位置，而可能儲量是直接抵消已探明儲量區域的位置，並且數據控制 或對現有數據的解釋不太確定。實際開採數量應至少有50%的可能性等於或超過已探明儲量加可能儲量估計值。可能儲量的估計比已探明儲量更具不確定性 ，由於不確定性，尚未對風險進行調整。因此，已探明儲量和可能儲量的估計可能不具有可比性 ，不應進行算術求和。

對Kruh區塊已探明儲量的估計是由我們公司的代表(由工程、地質和地球物理工作人員組成的團隊)根據《聯邦法規代碼》第17章《石油和天然氣報告的現代化》中包含的美國證券交易委員會的定義和披露指南編制的，《聯邦登記冊》於2009年1月14日發佈了《最終規則》。我們已探明的石油儲量 沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。

下圖顯示了Kruh區塊及其生產油田：

我們收購Kruh Block的兩個主要目標是用產生現金的資產啟動我們的運營，以及讓我們的法人獲得參與政府投標和直接投標所需的經驗。

我們根據我們的戰略根據某些標準選擇了Kruh：(I)選擇已探明碳氫化合物的地區；(Ii)找到目前未過度開發的生產結構；以及(Iii)運營位於印度尼西亞西部的資產。

根據Kruh TAC，我們的子公司GWN是一家承包商，擁有在Kruh地區運營的權利，並在該區塊內石油礦藏的開發 中擁有經濟權益，直至2020年5月。該合同以“成本回收”制度為基礎，意味着所有運營成本(勘探、開發、開採、生產、運輸、營銷、廢棄和場地修復過程中產生的支出和債務)由國家石油公司墊付，然後由印尼國家石油公司償還給國家石油公司。根據Kruh TAC，Kruh區塊生產的所有石油都交付給印尼國家石油公司，GWN隨後通過按月出售Kruh區塊生產的原油的收益收回運營成本，但上限為此類每月收益的65%。作為利潤分享的一部分，GWN還有權在每月收回成本償還後，獲得出售原油所得剩餘收益的額外26.7857%。加上我們的份額分割，我們的淨收入約佔總產量的74%乘以國際比較方案。我們每月向印尼國家石油公司提交一份權利計算報表(ECS)，説明我們有權根據相應月份的石油開採、國際比較、成本回收和利潤分享 獲得的金額。關於我們對Kruh區塊的收購(我們指的是我們進入TAC)，大約1,500萬美元的收購成本從以前的承包商那裏轉入了我們的財務報表。成本回收計劃在下文“--印度尼西亞石油和天然氣行業法律框架”中進行了説明和説明。由於我們的可收回成本餘額在合同期滿前不會全部收回，因此我們的淨收入 不需要繳納任何税款。

歷史上，印尼國家石油公司與其承包商之間的合作協議是通過TAC建立的，但在2000年代初的監管改革和國家石油公司重組後，國家石油公司與其合作伙伴之間的合同關係改為KSO。

截至2020年5月22日，我們開始根據KSO合同繼續我們對Kruh Block的運營，該合同的期限至2030年5月。 本質上，TAC和KSO在性質上非常相似，因為其“成本回收”系統，但有一些重要的區別 需要注意。這兩份合同的主要區別是：(1)在TAC中，印尼國家石油公司及其承包商可以分享所有石油，而在KSO中，國家石油公司及其合作伙伴確定並商定了不可分享石油(NSO)產量，因此，具有既定遞減率的基線產量完全屬於印尼國家石油公司，因此合作伙伴的收入和產量 分攤部分應僅根據NSO基線以上的產量確定；(2)在TAC中，成本回收上限為出售區塊生產的石油所得收益的65%(65%)，而在KSO中，成本回收上限為Kruh區塊內銷售石油所得收益的80%，以KSO規定的期限內發生的成本加上每桶運營成本乘以不可分享石油(NSO)的80%為上限。此外，根據KSO條款，我們已承諾開展一項為期3年的工作 計劃，在Kruh區塊內鑽探更多油井並進行2D和3D地震等勘探活動。如果我們未能履行我們的義務，包括履行工作計劃承諾，印尼國家石油公司將有權終止我們的KSO合同 ，我們的銀行擔保將被視為喪失。截至2021年12月，我們已履行了KSO合同中規定的鑽探承諾義務 。

2021年3月，我們調動鑽機在我們63,000英畝的Kruh區塊連續鑽探了3口生產井，儘管2021年鑽探的油井數量減少了 ，如下所述。我們預計每口井的鑽探和完工成本約為150萬美元， 事實證明這一估計是正確的。同樣在2021年3月，我們獲得了必要的許可，這將使我們能夠推進之前宣佈的Kruh區塊2021年的鑽探計劃。2021年4月，我們宣佈這些油井的新鑽井已經開始。 由於政府許可程序的延誤以及2021年期間遇到的與新冠肺炎有關的延誤，我們在Kruh區塊的整體鑽井計劃 也同樣有所推遲。我們仍計劃鑽探18口新井，但現在將持續到2024年，而不是2023年。我們在2021年完成了其中兩口井的鑽探，在2022年至2024年期間又增加了16口井。不能保證這些新油井將產生我們估計的石油產量，如果真的有的話。

當我們在2014年收購Kruh區塊時，該區塊2014年有7口生產井，每天生產200桶石油，平均每桶生產成本為60.25美元，而90%的生產僅依賴一口井，即Kruh 20。

我們對Kruh區塊的開發計劃是通過鑽探已探明的未開發(PUD)油井來提高產量，我們認為這是一項低風險投資，因為與鑽探未探明儲量的油井相比，這些油井生產商業石油水平的可能性更高。尋找提高產量的方法在成熟油田尤為重要，因為由於這些油田的正常產量遞減率，產量不可避免地會下降 。在財務方面，我們的目標是在合同剩餘期限內產生最高的現金流入。

考慮到這一目標，在執行Kruh TAC之後，我們開始通過在80個地點進行被動地震調查來收集數據，並 通過重新啟動一口舊井(Kruh 19)來獲取額外的地質信息。經過地震資料的重新解釋和建模， 我們開始了2口井的鑽井活動，分別是Kruh 21(K-21)和Kruh 22(K-22)。

2015年10月，我們開始以3418英尺的目標深度鑽探K-21，由於滲透率和曲折性(衡量油井複雜程度的指標)問題，導致日產量僅為45BOPD。

2015年11月，我們開始鑽探K-22，目標深度為4,600英尺，由於發現了與K-21相同的滲透率和曲折問題，導致30BOPD。

在2016年初，我們專注於尋找解決方案來提高K-21和K-22的產量。從2月到5月，我們進行了酸化和加砂壓裂作業，以繞過影響K-21和K-22井的生產效率挑戰。這 導致K-21和K-22的產量都增加了一倍，使這些油井的產量分別增加到95BOPD和98BOPD。

2016年，油價危機跌入谷底，1月份的ICP值僅為25.83美元。由於價格較低，我們的業務 經過了成本分析程序，以便通過確定每個生產井各自的直接生產成本來確定其經濟極限。因此，我們關閉了6口當年產量低於10桶的油井。我們被要求 在嚴峻的油價環境下找到解決方案來提高我們的運營利潤率，因此我們停止了當時9口油井中的6口 。

因此，2016年代表着我們在效率方面整合業務的努力，從而降低了運營成本。 使我們的公司能夠度過原油價格動盪。所採取的降低成本和提高效率的措施包括：(I)為每口作業井設定經濟上限，並關閉每桶生產成本超過40美元的油井；(Ii)通過刺激活動增加剩餘油井的產量；(Iii)與服務提供商重新談判合同；(Iv)制定燃料利用計劃，使我們能夠將油井產生的天然氣用作發動機燃料，以及(V)優化地面設施設備和系統。

2017年5月，我們在Kruh區塊鑽井了我們的第三口開發井(K-23)，成本約為150萬美元，總深度為3,315英尺，由於K-21和K-22遇到的相同問題、滲透率和曲折問題，導致產量為30 BOPD。

2017年10月，哈里伯頓公司在K-21和K-23兩口井進行了增砂壓裂作業，以改善碳氫化合物流入這些井的情況。建成後，K-23的產量從30桶增加到170桶，K-21的產量從20桶增加到95桶(由於2016至2017年含水率增加，K-21的產量回落到20桶)。這一刺激 導致每月增加3,844桶石油，導致我們的峯值總產量超過每月11,000桶 或380桶石油日在接下來的一個月。

K-21的一口井服務已於2018年6月完成，目的是通過清理井中填充地層流體攜帶的井眼的砂子材料來恢復生產。2016年和2018年沒有鑽探開發井，我們公司到目前為止也沒有鑽探任何探井。

2018年Kruh油田的其他主要活動是油井服務和維持生產所需的工作。這項工作包括油井清洗和生產管柱更換。

2018年12月，我們啟動了應用電刺激採油方法(ESOR)的試點項目，試圖 增加Kruh油田的石油產量。ESOR工藝的基本功能是通過降低粘度來增加石油的流動性，這反過來又有助於將石油運往生產井。通過通過現有油井感應直流電，電場將油從陽極驅動到陰極，這一過程通常被稱為電動力學。在2019年的試用期內，我們沒有觀察到4口生產井的產量顯著增加。因此，我們於2020年2月終止了試點項目。2022年，來自ESOR的一種名為EEOR(電氣增強採油)系統的改進方法可用於現場試驗。我們計劃安裝這個新的EEOR系統，以幫助提高我們的石油採收率，包括可能消除K-25油層的損壞。

在我們運營期間，我們總共產生了至少1,500萬美元的支出，其中包括三口油井的鑽井成本。 我們能夠從我們運營期間鑽探的所有三口油井開採石油，這意味着鑽井成功率為100%。我們 還改進了我們的水處理系統，安裝了熱油加熱器以提高水從油中分離的速度，因為印尼國家石油公司允許轉移到他們的油中最多含有0.5%的水分，並將我們的發電設施 升級為氣體燃料發動機。

自2014年以來，我們的毛產量從2014年初的250桶(毛)增加到2018年的峯值400桶，我們通過鑽探三口新井和升級生產設施實現了這一目標。我們的生產是我們的主要收入來源。以每桶61.89美元的原油價格(歷史12個月平均價格按2019年每個月的平均國際石油價格計算)和每月7,582桶石油產量計算，我們能夠從Kruh每月產生約470,000美元的毛收入。我們打算 在未來幾年逐步提高該區塊的產量，並預計需要名義上的額外資本支出 。

2019年，Kruh區塊的月平均產量約為7,582桶(毛產量)。這與4口生產井相比，平均下降了26.9%。然而，兩口主要生產井K-22和K-23井的降幅僅為14.9%。在2014年12月至2019年12月期間，我們從Kruh結構總共生產了497,398桶石油。

於二零二零年，Kruh區塊平均每月產量約6,044桶(毛產量)，略低於二零一九年，因預期下降20.3%。截至2020年12月，我們從Kruh結構總共生產了72,524桶石油。鑑於Kruh區塊的新鑽探將於2021年4月開始，預計生產率將會增加。

從歷史上看，Kruh區塊29口油井的初始平均毛產量為191桶，考慮到每年21%的指數遞減率，整個油井第一年的平均毛產量為173桶 。根據2017年至2019年12月全油田生產歷史的遞減曲線分析，估算出21%的遞減率 。根據這一數據，Kruh區塊的一口井預計在第一年的平均總原油產量約為63,112桶。此外，由於吞吐和維護的成功，K-22井和K-23井的遞減率明顯低於21%。根據上述數據，按KSO成本回收條款計算，以平均油價61.89美元(截至2019年12月31日的過去12個月平均每月國際生產總值 )計算，平均而言，一口油井在第一年將產生324萬美元的淨收入(前6個月為170萬美元)。

2017年10月，我們正式開始與印尼國家石油公司談判，通過與印尼國家石油公司的合同，在我們的任期於2020年5月屆滿後，獲得延長Kruh區塊運營權的談判。通過績效考核，我們成功獲得了繼續擔任Kruh Block運營商的資格 。2018年10月，印尼國家石油公司向我們發出了Kruh Block的直接要約邀請函，並附上了為期10年的持續經營期合同草案。2019年7月，我們獲得印尼國家石油公司授予的根據延長的KSO再運營Kruh區塊10年的合同。KSO合同於2019年7月26日簽署。因此，儲量估計和經濟 模型假設，截至2019年12月31日和2018年12月31日，我們擁有Kruh區塊的運營權至2030年5月，因為證據 表明，根據定義已探明石油和天然氣儲量的美國證券交易委員會S-X§210.4-10(A)(22)條，續期是合理確定的。

截至2021年12月31日及2020年12月31日，考慮到Kruh區塊的營運將於2030年5月結束，淨探明儲量分別約佔總儲量的46.65%及61.13%。此淨比率計算以我們的收入權益為基礎，並考慮到成本回收餘額估計及整個Kruh區塊營運期間的利潤分成部分。截至2017年12月31日，隨着Kruh區塊經營權於2020年5月結束，TAC運營上20,258,361美元的未收回支出將一直保留到TAC結束時，因此我們有權獲得銷售所生產原油的收入的74.37%，直到TAC於2020年5月到期 (作為成本回收的原油銷售收益的65%加上原油銷售收益的26.7857的利潤 分享剩餘的原油銷售收益的部分)，這導致當時的淨探明儲量佔總儲量的74.37%。相比之下，截至2018年12月31日，假設Kruh區塊經營權延長至2030年5月，且成本回收餘額於2020年5月重置為零，考慮到Kruh區塊經營期內的成本 採油餘額估計和利潤分享部分，我們估計至2030年5月，我們將有權獲得Kruh區塊整個經營權所生產原油銷售收入的約42.72% ，從而導致淨探明儲量 比率佔總儲量的42.72%。

在確認Kruh區塊延期後，我們的董事會批准了在Kruh區塊鑽探16口已探明 口未開發儲量(或PUD)油井的開發計劃，時間表如下：

我們 於2021年3月開始在Kruh區塊進行新的鑽探作業，並於2021年4月開始新鑽探2口油井。由於新冠肺炎和政府許可程序，我們最初預計的 鑽探開始日期被推遲。隨着計劃在2022年新建4口開發井，產量將大幅提高。我們預計將通過第三方或相關方的短期和長期借款以及我們與L1 Capital的2022年融資為Kruh區塊的這些鑽探計劃提供資金。

對於已探明的已開發(或PDP)儲量，我們在截至2020年12月31日和2021年12月31日的年度分別生產了72,524桶和60,637桶。 產量下降主要是由於天然油藏能量下降和新冠肺炎疫情導致新井鑽井延誤。

石油總儲量從2020年12月31日的4,309,877桶減少到2021年12月31日的3,253,617桶，這主要是由於我們的鑽探計劃的生產和重新安排。截至2021年12月31日，淨儲量估計為1,517,840桶，使用每桶67.02美元的原油價格(歷史12個月平均價格計算為2021年每個月的平均ICP)。在Kruh KSO合同這樣的“成本回收”系統中，我們公司的生產份額和淨儲量權利在油價較低時期 增加(2021年為67.02美元，淨份額為46.65%)，在油價較高時期減少(2020年為37.58美元，淨份額為61.13%)。這意味着，由於在整個合同期內獲得收入的方法，估計的淨探明儲量數量會受到油價相關波動的影響。因此，淨探明儲量是根據我們公司根據KSO經濟模型產生的收入來估算的。

下表彙總了截至2021年12月31日在Kruh區塊探明的原油總儲量和淨儲量：

我們對已探明儲量的估計是利用現有的地質和油藏數據以及生產動態數據進行的。內部儲集層工程師和印尼國家石油公司每年都會審查這些估計，並根據其他數據進行修訂。由於預期採收率的提高，加密鑽井的結果 被視為積極的修訂。其他修訂是由於開發計劃、油藏動態和政府限制等方面的變化。

我們已探明的石油儲量沒有經過獨立石油工程師的評估或審查。對Kruh區塊已探明儲量的估計是由IEC代表編制的，該團隊由工程、地質和地球物理人員組成，基於聯邦法規法典第17章《石油和天然氣報告的現代化》中包含的定義和披露指南，最終規則於2009年1月14日發佈在聯邦登記冊上。

Kruh區塊總經理和首席運營官已經審核了儲量估算，以確保遵守美國證券交易委員會準則 ，以確保(1)所用方法的適當性；(2)所依賴數據的充分性和質量；(3)儲量估算過程的深度和徹底性 ；(4)與所用相關定義相適應的儲量分類；以及(5)估算儲量數量的合理性。“

淨儲量是使用每桶67.02美元的原油價格(歷史12個月平均價格，根據2021年每個月的平均ICP值計算)來估算的。在Kruh區塊運營或將運營的“成本回收”系統(如TAC或KSO)中，我們公司的生產份額和淨儲量權利在油價較高時期減少，在油價較低時期增加。這意味着，由於在整個合同期內獲得收入的方法 ，估計的淨探明儲量數量會受到油價相關波動的影響。因此，淨探明儲量是根據我公司根據TAC和KSO經濟模型產生的收入 估算的。

截至2021年12月31日，Kruh區塊擁有5口採油井(Kruh油田的K-20、K-22、K-23、K-25和K-26)，佔地47英畝。K-21井 暫時關閉。在Kruh(5)、北Kruh(6)和West Kruh(5)油田有16個已探明的未開發油田，佔地391英畝。在West Kruh油田，還有另外5個可能的地點，佔地132英畝。詳情見下表。

下表彙總了截至2021年12月31日，基於我們的TAC和KSO條款以及我們的經濟模型的Kruh區塊已開發和未開發的總面積和淨面積：

Citarum 區塊

Citarum區塊是一個勘探區塊，佔地3924.67平方公里(969,807英畝)。該區塊位於西爪哇的陸上，人口為4,870萬人，距離印尼首都雅加達以南僅16英里，因此距離印尼的主要天然氣消費區-西爪哇的大雅加達地區-不遠。我們相信，這大大緩解了印尼的組成和基礎設施帶來的物流和地理挑戰，顯著降低了我們項目的商業風險。

Citarum區塊位於爪哇盆地西北部的陸上。在地質方面，自20世紀60年代以來，經過長期的勘探和生產努力，該地區已被證明具有非常有效的石油系統。“印度尼西亞爪哇西北爪哇省和蘇門答臘島東南部近海的石油系統”， 打開-文件報告99-50R，2000)，“在已查明的100億桶油當量之外，西北爪哇省可能還有20多億桶油當量”。然而，由於缺乏對勘探項目的投資，該地區在過去15年中幾乎沒有增加新的儲量。我們沒有聘請獨立的石油和天然氣儲備工程師 來審計和評估美國地質勘探局研究的儲備數據的準確性。

Citarum區塊還與Subang、Pasirjadi、Jatirarangon和Jatinegara的生產氣田接壤。由印尼國家石油公司運營的西北爪哇盆地150多個油氣田的油氣總產量為45,000桶/天和4.5億標準立方英尺/天(Mmscfd)。下圖顯示了Citarum區塊和該地區生產的石油和氣田，以及該區塊靠近西爪哇天然氣輸送網絡：

資料來源：印尼能源有限公司

資料來源：印尼能源有限公司

我們 於2016年開始收集有關Citarum區塊的數據，當時我們決定通過將勘探區塊添加到我們的投資組合中來擴大我們的資產基礎。根據我們的戰略，我們必須找到一種具有成本效益的方法來收購一個有可能為我們公司增加碳氫化合物儲量的區塊，作為最大化我們公司價值的過程的一部分。憑藉我們專業人員的必要技術知識和監管經驗，我們一致認為，我們獲得勘探區塊的最佳方法是通過向政府提交的聯合研究建議書 在政府尚未為招標過程預留的“工作區”內。聯合研究的目標是通過進行地質和地球物理工作，如野外調查、磁力調查和現有地震測線的再處理，確定擬議工作區域內的石油和天然氣潛力。聯合研究完成後，如果政府 進一步決定對工作區進行招標程序，如果其他投標人提出更高的報價，我們將有權在 招標過程中更改我們的報價(匹配權)。

因此， 按照我們的計劃，我們的團隊確定了Citarum，這是西爪哇的一個開放的陸上區域，可用於聯合研究。 2016年9月，在我們正式向政府表示有興趣在Citarum進行聯合研究並滿足所有要求後， 我們獲得批准，可以與DGOG和LAPI ITB(萬隆理工學院提供的第三方諮詢服務 )一起啟動我們的聯合研究項目。研究目標是整合野外地質調查、地下填圖、識別地層學和構造地質學、進行盆地分析和含油氣系統評價。作為我們建議的一部分，我們聘請了 一名測量員進行被動地震，作為替代方法來填補現有二維地震調查的空白，因為 該區塊上的某些區域缺乏數據。共有111個測點，工作在兩個月內完成，覆蓋了大約三分之一的區域，如下圖所示。被動地震產生的數據連同我們從印度尼西亞國家數據管理公司獲得的現有二維地震數據是聯合研究的基礎。

從2009年到2016年，Citarum區塊一直由泛東方能源公司(或POE)運營，這是一家加拿大石油和天然氣公司，其股票 在多倫多證券交易所創業板上市。POE在Citarum區塊進行了各種勘探工作，包括在整個區塊不同位置鑽探4口井：Pasundan-1井、Geulis-1井、Cataka-1井和Jatayu-1井。此前，所有4口井都發現了天然氣，帕桑丹1井和賈塔尤1井記錄了天然氣流量。愛倫·坡在Citarum街區的總投資為40,630,824美元。

帕桑丹-1在6000英尺到9000英尺的深度遇到了天然氣，而泥漿測井和井壁巖心顯示了石油和天然氣。Cataka-1井的天然氣指示深度約為1,000英尺至2,737英尺，當時該井因在該地區作業缺乏經驗而因鑽井問題而被廢棄。Jatayu-1井從大約6000英尺的深度流出高壓氣體，並有強烈的跡象表明在5800英尺到6700英尺的深度內含有天然氣。Geulis-1井的天然氣指示深度從1,000英尺到4,300英尺。 所有4口井都暫停並封堵，因為使用的設備和消耗品與鑽井條件、地層 或強氣流不兼容。此外，如果地層沒有在鑽井過程中受到高泥漿重量的破壞，那麼從油井中流出的天然氣指示/流動將更加重要。為避免之前的操作員在即將到來的鑽井計劃中遇到的鑽井問題做好適當的準備，應能有效地圈定天然氣發現。

我們選擇Citarum區塊的關鍵因素是在Citarum鑽探的4口井的結果和關於該區塊的數據量，因為隨着整個區塊天然氣的發現，該區塊的風險狀況顯著降低。同樣，氣田存在於1000英尺至6000英尺之間的不同深度，這一事實有助於將這些天然氣發現進行商業開發。由於這一點，加上之前的運營商產生的鉅額資本支出，他發現了天然氣和從4口鑽井中流出的天然氣。我們相信，這為我們提供了一個獨特的低風險資產，可以繼續勘探 。

在該地區，石油和天然氣產自5個地質構造(從老到年輕，Jatibarang、Talangakar、Baturaja、上Ciblakan和Parigi)內的砂巖和碳酸鹽巖儲層。巴圖拉賈、上齊布拉乾和帕裏吉地層中的碳酸鹽堆積物 特別富含天然氣。在Citarum區塊內，在鑽井過程中遇到了砂巖和碳酸鹽巖儲層。由於塔蘭加爾河三角洲成因的塔蘭加爾源巖中的第二類易氣乾酪根主要存在於生烴“廚房”(Ciputat、Kepuh、Pasirbungur和Cipunegara)中 ，因此Citarum區塊內的前景如果被發現，大多是含氣性的。下圖顯示了爪哇西北部的地層：

聯合研究在12個月內(8個月加4個月延長期)完成，研究結果總結在一份報告 中，其中包括關於該地區的以下信息：區域地質和油氣系統概述、勘探概念、領先地位和前景、油氣勘探總量和經濟前景評估。下圖説明瞭聯合研究的完整過程：

2018年2月，Citarum Block通過MEMR的直接報價進行投標。在招標過程之後，我們於2018年5月獲得了Citarum區塊的開採權。Citarum區塊的勘探期為6年，可再延長4年至2028年。

2018年7月，MEMR與我們的兩家全資子公司PT Cogen Nusantara Energi(或CNE)和PT Hutama Wiranusa Energi(或HWE)簽署了關於Citarum的產量分享合同(或PSC)，標誌着我們對Citarum區塊長達30年的運營 期限正式開始。

以下時間線説明瞭Citarum區塊的收購流程：

作為我們進行300公里地震調查承諾的一部分，我們最近向印尼上游油氣業務活動臨時工作組提交了工作計劃和預算(Satuan Kerja Khuus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas布米， 或SKK Migas)。一旦獲得批准，我們將與當地一所大學合作，開始對該地區進行環境基礎評估，並將評估結果用作該地區任何勘探活動的基礎。這是我們在錫塔魯姆的勘探活動的一部分。當勘探計劃啟動後，我們計劃進行更多的G&G研究，並進行300公里²在勘探計劃的第一年內進行2D地震，並在第二年鑽探我們在Jonggol地區的第一口探井。如果鑽探成功，我們 計劃在第二年內進行100平方公里的三維地震，並在第三年再鑽探2口圈定井，以便 為Citarum區塊提出一期開發計劃。如果在勘探期間在Citarum沒有發現商業數量的石油，我們的PSC將自動終止。

即將進行的Citarum勘探計劃將從風險最低的8個勘探項目(38%-48%)開始，Jonggol地區的5個和Purwakarta地區的 3個勘探項目將從聯合研究之前確定和評估的28個勘探項目開始。根據SKK Migas發佈的數據 ，下表顯示了2012至2020年間在印度尼西亞鑽探的探井數量以及實現石油和天然氣回收的井數量。

來源： SKK Migas

考慮到 靠近油氣生成“廚房”、多個儲集層、中等風險的斷陷背斜圈閉、 以及以前鑽井和附近生產油田已探明的碳氫化合物，我們認為28個遠景中有23個具有地質機會 成功因素在30%-50%之間。其餘11個勘探區塊的地質機率在20%至30%之間。

於2020年，Citarum區塊的進一步技術工作產生了額外的9個遠景和9個勘探線索(下圖中的T系列遠景和遠景)。2019年確定的28個前景(J系列和P系列前景)仍是即將發佈的新地震數據進一步評估的主要前景 。初步勘探面積、潛在儲集層厚度和淨儲集層體積目前保持不變。

以下 描述了我們對Citarum的開發計劃，首要任務是通過證明儲量來確認區塊的價值 ，然後通過生產和銷售天然氣來將資產貨幣化：

2020年間，對Citarum區塊進行了新的地質、地球物理和生物地層學研究。確定了另外18個勘探遠景 。這為未來的油氣勘探提供了額外的機會。

在 2021年，我們繼續評估潛在客户的資源規模和風險。二維地震採集和處理程序的設計正在進行中。在我們開始鑽井計劃之前，將使用2D地震程序來進一步評估前景。

我們的Citarum PSC合同基於“總分割”制度，在該制度下，石油和天然氣的產量將根據(A)原油產量和(B)天然氣產量的一定百分比在承包商和印度尼西亞政府之間進行分配。我們的份額將是基本拆分份額加上可變和累進組件。我們的原油基礎拆分份額為43% ，天然氣基礎拆分份額為48%。我們的份額百分比是根據可變成分(如二氧化碳和硫化氫含量)和累進成分(如原油和成品油價格)確定的。

因此， 根據我們的Citarum PSC合同，一旦Citarum開始生產，我們有權獲得至少65%的天然氣產量， 根據Citarum第一個開發計劃(POD I)的基礎分割計算為48%，再加上使用本地成分計算的5%的可變成分，因為石油和天然氣陸上服務大多對外國公司關閉或限制 (如下所述-印度尼西亞石油和天然氣行業的法律框架)，第一批180bscf產量或3000萬桶油當量增加10%，根據我們的經濟模型，180bscf的累計產量要到2025年才能實現。

根據我們的PSC條款和經濟模型，下表彙總了截至2021年12月31日的Citarum區塊已開發和未開發的總面積和淨面積 ：

根據我們關於Citarum區塊的PSC ，為了激勵和優化我們在Citarum的勘探活動，在 情況下，我們被要求或可能被要求將合同區的一部分交還給政府，該等部分由我們和政府商定。例如：

在任何放棄日期之前，我們將通知SKK Migas要放棄的部分。為進行此類讓渡，我們將與SKK Migas協商將讓渡區域的每個單獨部分的形狀和大小，但條件是在合理可能的情況下，每個部分應具有足夠的大小和方便的形狀，以便在其上進行石油作業 。

潛在的 附加區塊(Rangkas區域)

2018年年中，我們在西爪哇省確定了一個陸上開闊區域，毗鄰我們的Citarum區塊。我們認為，由於其已探明的石油系統，這一地區也被稱為朗卡斯地區，藴藏着大量原油。為了確認Rangkas地區的潛力，2018年7月，我們正式向MEMR DGOG表達了在Rangkas地區開展聯合研究的興趣，我們 於2018年11月5日獲得批准，啟動了我們在該地區的聯合研究計劃。Rangkas聯合研究覆蓋面積3970平方公里(或981,008英畝)，於2019年11月完成。DGOG接受聯合研究的完成，並詢問IEC對招標該區塊的進一步程序的興趣。研究結果建議建立一個有效的油氣聚集石油系統。 此外，為了有機會將Citarum和Rangkas的運營有效地整合在一起，我們決定於2020年12月向能源部(DGOG)發出聲明 意向書，因為我們打算通過 直接招標程序為Rangkas簽訂PSC合同。我們將有權根據投標結果更改報價以匹配最佳報價 。招標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表。截至本招股説明書發佈之日，由於新冠肺炎疫情仍在持續，DGOG 尚未回覆我們的意向書，也未宣佈任何直接招標過程的計劃。

資料來源：印尼能源有限公司

Rangkas聯合研究包括野外地質調查、化探和被動地震調查，現有地震測線的再處理工作已於2019年11月完成。聯合研究評估了該地區的地層和構造地質，採用了地球化學技術評價源巖和石油，進行了被動地震數據分析以識別油氣賦存狀態，並進行了盆地分析以評估該地區的含油氣系統，目的是確定其油氣潛力。研究結果表明：(1)二戰前鑽過的4口井和1991年鑽過的2口井的資料表明，該區存在油氣 ，發現了多個石油滲漏和1個天然氣滲漏；(2)該區的含油氣系統得到了證實，其生油、儲蓋和蓋層的產出與西爪哇鄰近的主產油氣區相似；

由於對Rangkas區塊的研究表明發現碳氫化合物的潛力很大，我們計劃繼續執行該區塊的PSC合同 ，該合同將通過直接招標程序獲得，在此過程中，我們將有權更改我們的報價，以便根據招標過程的結果匹配最佳的 報價，截至本招股説明書的日期尚未進行招標。招標的時間表取決於DGOG的計劃和時間表。

我們的競爭優勢

我們 相信我們擁有以下競爭優勢：

我們的 業務戰略

我們 是一家活躍的獨立印尼勘探和生產公司，最終目標是為我們的股東創造價值。 我們的總體增長戰略是積極開發我們現有的區塊，並收購新資產以促進我們的增長。我們還將評估將我們的業務擴展到印尼石油和天然氣下游行業的可用機會。

以下列出了實現我們目標的關鍵要素。

競爭

我們 在通過印尼政府的招標程序收購新的石油區塊方面面臨來自其他石油和天然氣公司的競爭。我們這些招標的競爭對手包括印尼國家石油公司(PerTamina)(它可以自己競標區塊)，以及其他久負盛名的大型國際石油和天然氣公司。這類公司擁有更多的資本和資源，在競標特許權時能夠提供更有吸引力的條件。因此，為了降低競爭風險，我們的 公司戰略是專注於在岸的中小型區塊，這些區塊最有可能由較大的競爭對手監管。

設施、配送和物流

我們 不擁有任何財產或設施。我們租用了位於印度尼西亞雅加達的公司總部，並在Kruh Block為我們的業務提供了一個外地辦事處。在Kruh區塊，由於成本回收財政條款，石油和天然氣生產所需的設施、車輛、機械和設備由我們租賃。下圖描述了我們目前的石油儲存、分配和物流，從我們在Kruh的油井到印尼國家石油公司的交貨點：

印尼石油和天然氣行業的法律框架

背景

根據《印度尼西亞共和國憲法》第33條第(3)款，印度尼西亞的所有自然資源，包括所有石油和天然氣資源，都屬於國家，應最大限度地造福於印度尼西亞公民。因此，雖然政府通過向我們公司等第三方承包商發放許可證或特許權等方式控制和管理石油和天然氣資源，但 政府保留對印尼所有石油和天然氣活動的最終控制權。

在2001年第22號《石油和天然氣法》(我們在此稱為《石油和天然氣法》)頒佈之前，政府控制着印度尼西亞的所有石油和天然氣業務，並授予Perusahaan PerTambangan Minyak Dan Gas布米·內加拉(印尼國家石油公司的前身，如下所述 )管理和開展印度尼西亞境內所有業務的專有權。任何其他尋求投資印尼石油和天然氣行業的企業都需要獲得印尼石油和天然氣公司的任命或批准，任何實際投資都將通過與印尼國家石油公司的合同安排進行。這些安排大多采取生產分享安排的形式，如印尼國家石油公司和承包商之間簽訂的PSC、TAC和KSO。

從2001年的《石油和天然氣法》開始，政府採取了一系列措施，將市場改革引入印度尼西亞的石油和天然氣部門。《石油和天然氣法》仍然是管理印度尼西亞所有石油和天然氣活動的主要總括立法。它將石油和天然氣行業的控制權交到了MEMR和DGOG手中。它還成立了兩個新的政府機構-石油和天然氣上游監管機構(巴丹·佩拉克薩納·米亞克·丹·加斯·布米，或BP Migas)和石油天然氣下游監管機構(巴丹·彭加圖爾·希裏爾·米亞克·丹·加斯·布米，《石油和天然氣法》還對上游和下游活動進行了劃分，並首次區分了上游和下游活動。進一步的條例 闡述和實施《石油和天然氣法》的重要方面。

在印尼國家石油公司將在印度尼西亞境內的勘探和生產活動的控制權移交給BP Migas之後，根據2003年第31號政府條例進行了轉換Perusahaan PerTambangan Minyak Dan Gas布米·內加拉以盈利為目的， 以有限責任公司(稱為PErseroan)。此外，關於上游石油和天然氣業務的2004年第35號政府法規經過多次修訂，最近一次是由2009年關於上游石油和天然氣業務第二修正案(或GR 35/2004)的第55號政府法規修訂，將印尼國家石油公司管理 所有生產分享安排(TAC除外)的責任移交給BP Migas。這些變化使改革後的印尼國家石油公司可以在與其他公司平等的基礎上自由競標合同。印尼國家石油公司還通過合併專門從事上游或下游活動的子公司來拆分上游和下游業務。印尼國家石油公司負責上游活動的子公司是PT PerTamina EP(或稱印尼國家石油公司EP)，而印尼國家石油公司為下游活動設立了幾個子公司。

2012年11月13日，印度尼西亞共和國憲法法院(印度尼西亞馬哈卡馬·孔斯蒂圖西共和國或MK)發佈了第36/PUU-X/2012號決定(我們稱為MK決定36/2012)，該決定認定根據《石油和天然氣法》將權力移交給BP Migas違反憲法，命令解散監管機構，並通過MEMR將其所有權力和責任移交給 政府。根據總統和部長的一系列規定，BP Migas的職責和職能最終被移交給上游石油和天然氣業務活動臨時工作組(薩圖克爾賈·庫蘇斯·佩拉克薩納·基賈坦·烏薩哈·胡魯·米亞克·丹·加斯·布米，或SKK Migas)。因此，以前從印尼國家石油公司轉讓給BP Migas的產量分享合同(TAC除外)隨後又轉移到了SKK Migas。至於TAC，他們仍然與印尼國家石油公司在一起。

正在為上游活動執行 代理

印度尼西亞法律目前區分上游活動(包括石油和天然氣資源的勘探和開採)和下游活動(包括石油和天然氣的加工、運輸、儲存和貿易)。如上所述，2001年的《石油和天然氣法》對這兩類活動進行了區分。在此之前，印尼法律不承認任何市場分割，印尼國家石油公司負責石油和天然氣運營活動的所有方面。

《石油和天然氣法》將這一部門劃分擴大到根據該法律設立的監管機構，BP Migas負責管理上游活動，BPH Migas負責下游活動，兩者都向DGOG報告。此外，《石油和天然氣法》和2002年關於共同執行上游石油和天然氣業務活動機構的第42號政府條例 要求，一旦成立，BP Migas應接管印尼國家石油公司現有的生產分享安排，BP Migas應成為後續安排的政府一方。

MK 第36/2012號決定解散BP Migas，並將其權力和責任移交給MEMR，直到通過新的石油和天然氣法 。MK在作出決定時發現，《印度尼西亞憲法》第33(3)條要求政府直接管理石油和天然氣資源，賦予BP Migas的監督職責達不到這一要求。它還發現，政府在BP Migas領導下的監測和管理活動惡化到不再履行其憲法義務的地步。

在MK作出決定的同一天，主席和MEMR均對MK第36/2012號決定作出迴應，頒佈了《關於上游油氣業務職責和職能轉移的2012年第95號總統條例》(或PR 95/2012)，將BP Migas的權力和責任移交給MEMR。此外，PR 95/2012維持現有安排，確認BP Migas簽署的所有PSC將一直有效，直至其各自的到期日。MEMR第3135 K/08/MEM/2012號條例關於移交執行石油和天然氣業務的職責、職能和組織(或MEMR第3135/2012號條例)，該條例將這些職責 移交給上游油氣業務活動臨時工作組(薩圖克爾賈·塞門塔拉·佩拉克薩納·基吉亞坦·烏薩哈·葫蘆迷你亞克人丹·加斯·布米)作為PR 95/2012的實施細則。上游石油和天然氣業務活動臨時特別工作組 向環保局負責。

繼PR 95/2012和MEMR 3135/2012號條例頒佈後，總統於2013年1月10日發佈了經2018年總統條例修訂的《實施天然氣和天然氣上游業務活動管理的總統令》 第9號總統令(或PR 9/2013號總統令)，其中設立了SKK Migas，並將根據合作合同管理上游石油和天然氣活動的權力移交給新的監管機構。Pr 9/2013還設立了監督委員會，其成員 由MEMR擔任主席，財政部副部長作為國家預算管理副主席，資本投資協調委員會主席，環境和林業部長，國家警察局長和MEMR副部長， 以便SKK Migas可以控制、監督和評估其權限下的上游石油和天然氣商業活動的管理。 監督委員會被要求至少每六個月向總統提交一次報告。

外國對石油和天然氣行業的直接投資

對印尼上游利益的私人投資可通過“商業實體”或“常設機構”進行。 石油和天然氣法將“商業實體”定義為根據印度尼西亞共和國法律成立並在印度尼西亞註冊的法人實體，在印度尼西亞開展業務，並在印度尼西亞永久和持續開展業務。此類企業 實體通常採用有限責任公司(佩瑟羅安·特巴塔斯)。石油和天然氣法“將”常設機構“定義為在印度尼西亞境外設立的、在印度尼西亞境內開展活動並遵守印度尼西亞現行法律的法律實體。常設機構允許外國投資者通過外國註冊企業的分支機構進行上游活動 。

《總結法》修訂了《石油和天然氣法》的若干條款。然而，在石油和天然氣法擬議修正案頒佈之前，這些變化相對有限。此後，政府發佈了2021年關於實施基於風險的牌照的第5號政府條例，這是一項綜合法律的實施條例，其中包括擴大獲得商業登記號碼的要求(Nomor Induk Berusaha或NIB)提供給作為“永久性機構”運營的石油和天然氣承包商。

企業 實體和常設機構根據與政府代表簽訂的合作協議，作為承包者開展上游活動。《石油和天然氣法》規定，承包商只能獲得一個工作區的一份合作協議 ，以落實“圈護”原則，即一個工作區在一個合作協議下的收入和成本不能與另一個合作協議下的另一個工作區的收入和成本合併，並用於免除另一個合作協議下的另一個工作區的納税義務。

由於我們的運營子公司都是在印度尼西亞註冊的Perseroan，我們根據 石油和天然氣法的“企業實體”制度運營。

上游法規

上游 活動在工作區域內進行，其邊界由環保部確定。每個承包商只能獲得一個工作區域；因此，在印度尼西亞運營的上游石油和天然氣公司，如我們，為他們擁有權益的每個 資產成立了單獨的法人實體。上游活動通過SKK Migas或印尼國家石油公司與承包商之間的合作合同進行。與印尼的任何其他行業不同，上游石油和天然氣活動向在印尼境外設立和註冊的外國企業開放參與。

MEMR 2008年關於確定和競標石油和天然氣工作區域程序的第35號條例(或MEMR條例35/2008)規定了工作區域的授予，可根據競爭性招標程序或直接要約授予。DGOG的董事將軍在考慮了SKK MIGA的意見和投入 後，可能會對該區域的權益進行招標和邀請投標。直接報價應基於承包商對未保留用於招標過程的工作區的書面建議書；如果DGOG的董事總幹事批准該建議書，承包者必須與DGOG一起進行勘測，以確定潛在的油氣田(我們稱之為聯合研究)。

聯合 學習協議

根據環保部第35/2008號條例，在尚未為招標程序預留區域的情況下，承包商可通過向東海政府董事總幹事提供書面建議書，直接競標此類工作區域。如果董事總幹事批准該提案， 承包商必須與市政府或市政府指定的任何其他方對擬議區域進行聯合研究。聯合研究 是為了提高地質和地球物理工作的數據質量，如實地調查、磁力測量或現有地震測線的再處理，為期八個月，一次可延長至 四個月。承包商必須在聯合研究期間從位於雅加達的知名銀行提交金額為1,000,000美元的履約保證金，並在董事總幹事批准直接報價之日起14天內提交；承擔實施聯合研究的所有 成本(一般為50,000美元至700,000美元)和風險；以及對聯合研究中使用和產生的數據進行保密 。聯合研究完成後，董事總幹事可以選擇宣佈工區的招標程序，在這種情況下，如果其他投標人提出更高的報價，但沒有獲得優惠待遇，進行聯合研究的承包商將有權在投標過程中更改其報價(匹配權利 )。

於2018年5月，在完成Citarum地區的聯合研究後，我們通過直接招標程序獲得了MEMR對Citarum區塊的開採權。

合作合同

“合作合同”是《石油和天然氣法》規定的一個總稱，用來描述承包者與政府代表之間的合同，當事人可以通過各種形式簽訂合同，如PSCS (產量分享合同)、TACS(技術援助合同)和KSOS(聯合行動夥伴關係)。 無論形式如何，合作合同基本上都規定了生產分享安排。例如，地面資源的所有權仍然屬於政府(石油和天然氣的所有權在轉讓時轉讓，通常是出口點)，最終的管理控制權屬於SKK Migas，資本要求和風險由承包商承擔。這些合作合同將與SKK Migas簽訂，然後以書面形式通知印度尼西亞議會。任何法人實體都只能擁有一個工作區。合作合同最長可續簽30年 ，最長可續簽20年。合作合同分為勘探和開發兩個階段。勘探階段為期六年，只能延期一次，最長不超過四年。

GR35/2004等上游部門的 實施條例重申，承包者有義務向國內各方，如地區國有企業，提供一定的最低參與權益，儘管提供這種權益的程序和時間已被修改。環保部有權要求希望根據生產分享安排出售其參與權益的承包商向國家企業授予優先購買權，如地方政府所有的公司、中央政府擁有的公司、合作社、小型企業和印尼人全資擁有的印尼公司。根據現有的上游法規，此類要約必須在“保持距離”的基礎上提出。這些修改僅適用於2001年《石油和天然氣法》頒佈後簽訂的合作合同。

以下原則為政府和私人承包商之間的所有類型的生產分享安排提供了基礎：

PSC (生產分享合同)

PSC是最常見的生產共享安排類型。已就勘探財產授予PSC，並因勘探石油和天然氣儲量和建立這些資源的商業生產而獲得 。

根據PSC，政府通過SKK MIGA，允許一個或多個承包商在指定的工作區域內勘探、開發和生產石油和天然氣儲量和資源。因此，PSC是與SKK Migas簽訂的，並由MEMR代表政府 共同簽署批准。每個PSC以標準格式合同為基礎，通常包含以下條款：

根據 至GR 35/2004，一旦工作區首批生產的油田開發計劃獲得批准，承包商 必須向地區國有企業提供最高10%的參與權益(巴丹·烏薩哈·米利克·達拉)。 如果地方政府所有的企業在要約提出後60天內沒有接受該要約，承包商必須 向地方政府所有的公司、中央政府所有的公司、合作社、小型企業和印尼人全資擁有的印尼公司等國家企業提供此類參與權益。如果在要約提出後 60天內沒有這樣的企業接受要約，則要約結束。

MEMR發佈了2016年關於石油和天然氣作業區10.0%參與競標權益條款的MEMR第37號條例(稱為 MEMR第37/2016號)，作為承包商向地區國有企業提供油氣作業區10%參與權益的實施條例。MEMR條例37/2016將競標權利限制在符合以下要求的地區政府所有企業：(I)這些實體必須註冊為地區 公司(通常稱為BUMD)，其股份由地區政府全資擁有，或註冊為有限責任公司，其中至少99%的股份由地區政府擁有；(Ii)其地區政府所有企業的地位是通過制定地方法規而確立的；以及(Iii)其業務僅限於從事參與利益管理 業務。每個地區國有企業只能在一個工作區內進行參與式利益管理。

如果PSC涉及一個以上承包商，承包商可與PSC項下 參與權益的其他持有者簽訂聯合運營協議(JOA)。根據本聯合協議，每個參與方同意按其各自的權益 在與工作區石油作業有關的所有成本、費用和負債中按比例參與，每個參與方將按相同比例擁有PSC的合同和經營權。一名參與者被指定為作業者，根據作業協議的條款和作業委員會的監督，作業者有權管理作業區內的所有石油作業。作業委員會由雙方指定的一名代表組成。在此過程中，操作員 有義務盡其最大努力按照石油行業公認的慣例進行石油作業，並因以操作員身份行事而獲得其他承包商的賠償。運營協議通常在PSC的任期內繼續有效。

PSC的擴展

根據《石油和天然氣法》和GR 35/2004，PSC每次延期不得超過20年。有意延長PSC的承包商必須通過SKK MIGA向MEMR提交申請。然後，SKK Migas對請求進行評估，並將其提交給MEMR進行審議。延長PSC的申請不得早於PSC期滿前十年，不得遲於PSC到期前兩年 。但是，如果承包商已經簽訂了天然氣銷售/採購合同，則該承包商可以在PSC期滿日期之前的十年內請求延長PSC。

在批准時，環保部應特別考慮相關工作區域的石油和/或天然氣的潛在儲量、市場/需求的潛力或確定性以及活動的技術/經濟可行性。根據其考慮，環保部可拒絕或批准此類請求。

PSC 財務條款

2017年1月，採用了一種名為“總拆分”的新的PSC生產分攤制度，而以前採用的“成本回收”PSC將一直有效，直到相關PSC期滿。根據總分割法，政府和承包商被分配石油或天然氣生產的“基本分割法”，其中分割率將根據PSC中規定的某些 組成部分進行調整。與一開始進行生產分攤的總分割制方案不同，在沒有首先將生產分配給回收承包商的運營成本的情況下，成本回收方案規定政府和承包商通過“成本回收”機制分攤生產。在減產 一定的成本和免賠額後，剩餘的石油或天然氣將根據PSC中規定的商定百分比在政府和承包商之間進行分配。

就我們在Citarum區塊的業務而言，我們 是總拆分PSC的一方。我們PSC的財務條款在上面的 “-我們的資產-Citarum區塊”中描述。關於毛數拆分和費用回收的更多細節如下。

合計-拆分 PSC

2017年1月，MEMR引入了一項新的財政制度，根據(A)原油產量和(B)天然氣產量的某些百分比，石油和天然氣的總產量將在承包商和政府之間進行分配。這種機制 稱為“總分裂”。根據總體分割共享概念，確定承包商份額的相關百分比的起點是“基本分割”百分比，然後將根據開發計劃進行調整 根據“可變組成部分”和“累進組成部分”進行審批。 簡而言之，承包商的份額等於“基本分成”加或減去“可變組成部分”加 或減“累進組成部分”。

根據經2017年MEMR條例第52號修訂的2017年MEMR第08號法規(MEMR 08/2017)以及經2019年MEMR第20號法規(MEMR 20/2019)修訂的 鹼基分割，目前設定的天然氣為政府52%、承包商為48%、石油為57%、政府為57%、承包商為43%。可變成分的百分比是根據工作區域的狀態、油田位置、儲油層、配套基礎設施、二氧化碳和硫化氫含量以及符合當地含量要求等因素確定的。各可變成分的最新百分比詳見《MEMR 20/2019》的附表。對於累進成分，根據石油價格、天然氣價格和累計油氣產量進行調整。MEMR 20/2019號文件提供了基於累進組成部分的分項調整的最新細節。

隨着能源和礦產資源部(或MoEMR)於2020年7月發佈第12/2020號法規，石油和天然氣投資者可以選擇使用以前的常規成本回收方案，這可能會緩解對2017年引入的新的總拆分PSC的擔憂。 該方案被認為提供了更好的投資回報。然而，由於新冠肺炎大流行，印尼和全球的石油和天然氣格局只會惡化，能源需求大幅下降，碳氫化合物價格也因此大幅下降。在所有這些不利條件下，SKK Migas於2020年6月啟動了一項全面改革計劃，目標是到2030年實現每天生產100萬桶石油(BOPD)和120億標準立方英尺(Bscfd)天然氣。

根據具體的油氣田和相關的經濟考慮因素，環保部可能會調整分攤額，使之有利於承包商或政府。毛分配是根據生產總額分配計算的，而不考慮成本回收辦法。在MEMR第08/2017號文件發佈前簽訂PSC的承包商可提議將其現有PSC下的共享機制修改為總拆分機制。2017年12月28日頒佈的關於上游石油和天然氣活動與總分成生產分享合同(GR 53/2017)的税務處理的政府條例第(Br)53號規定了最新一次總分拆PSCS財務條款。GR 53/2017的要點包括：

成本 回收PSC。在2017年前，印尼所有PSC都採用“成本回收”概念，其財政條款反映了這種概念。“成本回收”方法除其他事項外，要求承包商編制需要由SKK Migas批准的工作計劃和預算，並在執行某項活動之前提交支出審批請求(或AFE)。 在該計劃下，承包商和政府之間的石油/天然氣生產分享採用瀑布機制--石油/天然氣產量將首先通過ftp扣除，然後再徵税，然後，(批准的)成本回收金額。剩餘的石油/天然氣將根據方案支助委員會規定的商定百分比在政府和承包商之間平分。

以下成本回收方案支助委員會流程圖説明瞭政府和承包商之間分享石油和天然氣生產的情況。

成本回收PSCS財政條款的最新版本見2017年第27號政府條例，修訂2010年關於上游石油和天然氣活動可回收的運營成本和所得税處理的第79號政府條例(或GR 27/2017，修訂GR 79/2010)。2017年6月19日生效的GR 27/2017對利潤分享和所得税計算中無法收回的成本進行了規定。此類成本包括為參與的利益持有人的個人利益產生的成本、承包商因違反任何法律而施加的罰款、折舊成本、法律顧問(與石油和天然氣運營活動沒有直接關係)和税務顧問費用，以及支付給政府的獎金。GR 27/2017 還規定了適用於PSC進行的參與權益轉讓和任何其他活動的所得税，並要求承包商擁有自己的税務識別號。

GR 27/2017的規定僅適用於在GR 27/2017發佈後簽訂的合同和延長的合同。此外，對於在發佈GR 79/2010之前一直有效的現有合同，必須對其進行調整，使其符合GR 27/2017的規定，這些領域以前沒有或沒有得到足夠明確的監管。這些規定包括與以下方面有關的規定：

GR 79/2010和GR 27/2017年度的實施細則涵蓋了多個主題，從環境和環境影響評估發佈的確定印尼原油價格的方法、間接總部成本回收的條款和條件、扣繳和匯回收入的程序 以提升或其他類似補償形式產生的其他收入和承包商參與利息轉移的收入 到印尼財政部長(或財政部)發佈的承包商可以收回的最高報酬等主題。

GR 79/2010的條款在GR 27/2017中保留，其中還規定，直接或間接轉讓參與權益所產生的收入，應分別按勘探階段或開採階段毛收入的5.0%或7.0%繳納最終所得税。在滿足某些要求的情況下，勘探階段風險分擔參與權益的轉讓不計入應税參與權益轉讓。

財政部 2011年12月28日第257/PMK.011/2011號條例(或財政部257/2011號)進一步規定，應納税所得額在扣除增資和/或參與利息轉移的最終所得税後，按照所得税 法繳納分支機構利得税。GR 27/2017推出税收優惠措施，在扣除增資和/或參與利息轉移的最終所得税後，免除分支機構利潤税。然而，目前尚不清楚這些税收優惠是否適用於與在GR 27/2017頒佈之前簽訂或延長的私營軍保公司有關的參與 利益轉移。此外，儘管從技術上講，GR 27/2017應該優先於MOF 257/2011的內容，但不確定是否需要另一個執行條例來撤銷 MoF 257/2011。

關於土地和建築物税，根據董事税務局局長的規定。Per-45/PJ/2013，自2014年1月1日起生效 (或DGT條例45/2013)，位於石油和天然氣開採活動支撐區(即實際構成陸上和近海區域不可分割的一部分的石油和天然氣開採活動支撐區)內外的土地和/或建築物用於石油和天然氣開採活動和地熱應繳納土地税和建築税。DGT條例第45/2013號將“陸地”定義為陸上和近海區域，包括深度測量。徵收土地税和建築税的陸上區域包括生產區、尚未生產區、非生產區和安置區，而徵收土地税和建築税的近海區域則定義為用於上游石油和天然氣經營活動的作業區內外的近海水域(即石油和天然氣開採活動的支撐區，實際上構成陸上和近海區域不可分割的一部分)，納税人對該區域享有 權利和/或利益。並非所有陸上和近海地區都要繳納土地税和建築税，因為《條例》豁免了工作區域內的土地、內陸水域和近海水域，除其他事項外，這並沒有為納税人的石油和天然氣活動創造利益。DGT條例第45/2013號還規定了在勘探和開採期間應繳納的税額的計算公式。

然而， 2020年11月27日，税務總局發佈了《税務總局條例》。2020年的PER-22/PJ/2020(或DGT 第22/2020號條例)，該條例廢除了包括DGT第45/2013號條例在內的10項條例，以期簡化條例。然而， 2013年DGT第45號法規的撤銷將如何影響石油和天然氣部門繳納土地税和建築税的義務，包括如何評估該税，目前尚不完全清楚。

2014年12月31日，財政部發布了267/PMK.011/2014號條例，關於石油和天然氣開採的土地和建築物税減免 勘探。該規定於2015年生效，為地下勘探階段提供土地和建築税收優惠 。減税優惠自PSC簽署之日起每年最多給予六年，最多可延長四年，如果PSC是在GR 79/2010頒佈後(即在2010年12月20日之後)與政府簽署的，則可獲得減税優惠，税收對象通知表(蘇拉特·彭貝裏塔萬·奧布耶克·帕亞克，或SPOP)已提交給相關的 税務局，並附在SPOP上的環保部的推薦函中指出，土地和建築物税對象仍處於探索階段。

GR 27/2017還規定在開採和勘探期間完全免徵土地税和建築税。在地下部分的開發期間，財政部可根據項目的經濟情況給予免徵土地税和建築税。GR 27/2017中關於與土地税和建築税相關的税收設施的規定將受到財政部的進一步監管。GR 27/2017將法規下設施的福利擴展到在法規適用 之前簽署或延長的PSC締約方，如果他們選擇在生效日期 後六個月內(即2017年12月19日)調整現有合同以完全遵守法規。

Tacs (技術援助合同)

TAC 是根據2001年《石油和天然氣法》之前的監管框架創建的另一種形式的產量分享安排。 TAC授予具有先前或現有產量的油田，並在特定期限內有效。石油或天然氣生產分為不可分享部分和可分享部分。不可分享部分代表簽署TAC時油田的預期產量(基於歷史產量)。在TAC制度下，不可分享部分每年都會下降。可分享部分 對應於運營商在油田投資產生的額外產量，並以與PSC相同的 方式進一步拆分。根據2001年石油和天然氣法和GR35/2004，現有的TAC應保留在印尼國家石油公司，在初始期限屆滿後不可續期 。在實踐中，承包商可以通過在具有印尼國家石油公司EP的KSO中輸入 來與印尼國家石油公司“續簽”其TAC合同。

我們的Kruh區塊經營權在2020年5月之前一直處於TAC之下，根據TAC，我們有權收回過去勘探和開發成本和持續生產成本中我們應佔的份額，每年最高為65%，如果該等成本超過所述的65%，則未收回的盈餘將在接下來的幾年中收回。加上我們的份額拆分，我們的月收入約佔TAC期間印尼原油價格總產量的74%。2020年5月，根據KSO，我們的Kruh區塊運營商資格又續簽了 10年。

根據 KSO，部分收入。從每月收入的65%(65%)通過GWN確認為每月費用回收權利，這與TAC不同，將排除TAC以前收回 以前未收回費用的權利。

工作 (聯合業務機構)

工作 是根據2001年《石油和天然氣法》之前的監管框架創建的另一種形式的生產分享安排。 在工作中，業務由印尼國家石油公司領導的工作進行，並由一個或多個私營能源公司通過其各自的借調人員進行協助。在一項工作中，印尼國家石油公司有權獲得該項目工作權益的特定百分比。在將生產用於回收和承擔印尼國家石油公司和私營部門參與者之間的成本之後， 餘額是可分攤的部分，其分配方式通常與普通方案支助委員會相同。與TAC不同，GR35/2004依法將現有工作下的經營權 從印尼國家石油公司轉移到SKK MIGA。工作在最初的任期屆滿後不能續期。

我們 目前未參與任何工作。

KSO (Kerja Sama Operasi或聯合行動夥伴關係)

KSO是國家石油公司EP與承包商之間關於承包商向國家石油公司EP提供特定工作區域技術援助的合同安排。與合作合同不同，KSO不在承包商和權威機構(即BP Migas或SKK Migas)之間建立合同關係。承包商將與印尼國家石油公司建立合同關係。印尼國家石油公司在2005年與BP Migas(現為SKK Migas)簽訂的PSC中規定了印尼國家石油公司將KSO授予承包商的授權。這類PSC的條款除其他事項外，規定：

環境法規

印度尼西亞法律要求運營對環境或社會有重大影響的公司創建並維護兩份文件中的一份。 如果一家公司的運營達到或超過了指定的門檻，該公司必須獲得環境影響評估報告 (Analisis Mengenai Dampak Lingkungan，或安達爾)。環境和林業部部長條例第P.38/MENLHK/SETJEN/KUM.1/7/2019 關於需要進行環境影響評估的業務計劃和/或活動的類型 要求其運營 涉及石油和天然氣開採、海底石油和天然氣管道、建設煉油廠、液化石油氣煉油廠或液化天然氣煉油廠、液化天然氣再氣化、潤滑油煉油廠和煤層氣氣田開發，且其運營 達到環境或社會影響門檻的公司創建和維護AMDAL。如果運營未達到安達爾要求的門檻，但仍具有明顯的環境或社會影響，則公司必須準備環境管理工作-環境監測工作(Upaya Pengelolaan Lingkungan Hhidup丹Upaya Pemantauan Lingkungan Hhidup，或UKL-UPL)。

涉及上游石油和天然氣的公司可能還需要履行許多其他關鍵義務，以監測其對環境的影響，並確保為清理活動分配足夠的資源。GR 22/2021要求企業行為者 向環境信息系統提交詳細的廢水處理和遵守適用法規的報告，環境信息系統是一個新建立的支持環境保護運營和管理的系統。2014年關於危險和有毒廢物管理的第101號政府條例和2001年關於危險或有毒物質管理的第74號政府條例(Bahan Berbahaya Dan Beracun)，要求使用或生產易燃、有毒或傳染性廢物等特定危險材料的公司獲得與其活動有關的可撤銷許可證，並對採礦作業進行此類 材料的處置控制。2009年關於環境的第32號法律要求環境許可證持有者在財政部、州長、攝政王或市長根據其授權任命的國有銀行設立環境保證金，用於恢復環境， 該銀行也有權指定第三方使用環境保證金進行環境恢復 (這將在執行條例中詳細説明，但迄今尚未發佈)。GR 35/2004還要求承包商為退役後的環境恢復分配 環境保證金，其數額將與運營成本預算一起確定，並列入工作計劃和年度預算。

除了分配給環境恢復的環境保證金外，2018年2月23日，環保部發布了關於上游石油和天然氣商業活動運營後活動的環境保護和環境保護條例 2018年第15號(或MEMR條例15/2018)，要求 所有參與未到期PSC的承包商在廢棄和現場修復(ASR)基金中預留一定金額，該基金從商業運營開始到PSC期滿為止，存放在與SKK Migas共同持有的銀行賬户中。此外，2018年9月12日，SKK MIGAS發佈了2018年KEP-0087/SKKMA0000/2018/S0號廢棄和恢復指南和工作程序指南 第 號。PTK-040/SKKMA0000/2018/S0(或恢復指南)，作為實施上游油氣業務活動廢棄和場地恢復(或ASR)活動的指導。根據《修復指南》，承包商必須準備一份ASR報告，涉及現有資產、在建資產和將根據開發計劃建設的資產，該報告必須包含ASR成本估計，以及作為ASR基金保留的總金額，該ASR基金將與一家信譽良好的印度尼西亞銀行作為SKK Migas的聯合賬户而建立。承包商還必須在完成ASR活動後向SKK MIGA提交一份關於實施計劃的結果以及ASR資金使用情況的報告，SKK MIGA將對提交的報告進行評估，如果評估結果令人滿意，則會出具一份聲明函，確認ASR的完成。

我們 相信我們在所有實質性方面都遵守印尼所有適用的環境法律、規則和法規。

適用於印尼石油和天然氣行業的勞工法規

除了某些有限的例外，例如下面討論的石油和天然氣部門的工作時間，目前專門為石油和天然氣行業制定的人力 法規很少。雖然SKK Migas發佈的某些操作指南(通常稱為“PTK”， )可能會建立額外的要求，如某些關鍵職位的年齡限制，但石油和天然氣行業 受印度尼西亞普遍適用的勞工法規的約束。

外籍人士就業情況

印尼法律通常要求承包商優先考慮當地工人，但公司可能會使用外國勞動力來引進當地市場無法提供的專業知識 。雖然幾個部委在法律上參與了人力決定，但實際上SKK Migas經常協調這些問題，包括對外籍職位數量的控制。它每年審查這些職位以及針對印尼工人的承包商培訓計劃，以評估成本和收益以及將外籍職位本地化的計劃。SKK MIGA還要求承包商每年提交本國人(稱為RPTK)和外籍人員(稱為RPTKA)的組織結構圖，以供審查和批准。

直到 最近，在石油和天然氣行業的上下游行業僱用外國勞動力都受到2013年關於外籍人士利用和發展印尼石油和天然氣業務的第31號MEMR法令(或MEMR法令31/2013)的額外 要求。MEMR第31/2013號法令對外籍人士的僱用規定了嚴格的規定，包括優先僱用印度尼西亞工人的一般義務，以及具體禁止僱用外國人力擔任某些職務，如人力資源、法律、質量控制以及低於主管級別的勘探和開採職能。MEMR法令(br}31/2013)還根據一系列嚴格的要求，如年齡、相關工作經驗和願意將知識傳授給當地勞動力，允許在有限的情況下使用外國人力。

然而，環保部於2018年2月8日發佈了關於廢除能源和礦產資源部長條例、礦業和能源部長條例以及能源和礦產資源部長決定(或MEMR 6/2018)的2018年第6號MEMR條例。環保部第6/2018號條例廢除了11項被認為繁瑣的條例，目的是簡化條例，以促進外國對能源和自然資源部門的投資。除其他事項外，《MEMR第6/2018號法規》撤銷了MEMR第31/2013號法令和礦業與能源部關於《石油和天然氣工作區外輸送石油和天然氣的配電管道和其他設施的安全生產條例》的第02/P/M/PerTamb/1975號法規。 因此，外派人員現在受到人力資源部更寬鬆的要求的約束，除非受到一般人力條例的限制，否則某些以前僅對外派人員開放的職位已向外派人員開放。

合同期限：

經《總結法》(或《人力法》)修訂的2003年第13號《人力法》和2021年關於臨時僱傭合同、外包、工作和休息時間以及終止僱傭關係的第35號政府條例(或GR 35/2021)規定，可根據兩個計劃僱用僱員，即合同制(臨時制)或長期制。對於臨時僱傭合同， 臨時僱傭合同的最長期限為5年。根據《人力資源法》，臨時僱傭合同僅適用於“臨時”性質的工作，如季節性工作(如農作物收割機)和以項目為基礎的工作，如建築工程。除了這些類型的工作外，工人必須是長期僱用的。

法定福利

根據2011年第24號《社會保障管理機構法》(或BPJS法)，公司有義務向人力社會保障管理機構(BPJS Ketenagakerjaan)和健康社會保障管理機構(BPJS Kesehatan)登記其員工(包括僱用期限為6個月或以上的外籍人士)參加人力社會保障計劃。BPJS Ketenagakerjaan的保險範圍包括工傷保險和退休金/退休保險。這些 計劃的保費支付安排因計劃而異。例如，工傷保險費由用人單位承擔和支付，退休保險費由用人單位和僱員分擔。

工作時間 小時

《人力資源法》和《2014年人力和移民部長關於石油和天然氣部門工作和休息時間的第4號條例》和GR 35/2021號條例規定，一週的最長工作時間為40小時，可分為5天或6天。如果 一週中的工作日為6天，則每天的最大工作時間為7小時；如果一週中的工作日為5天，則每天的最大工作時間為8小時。

外包

根據人力資源和移民部長2012年第19號關於將部分工程轉讓給其他公司(或MoMT 19/2012)的規定，一般而言，公司可以外包第三方來執行某些工作，如果此類工作不是公司業務的核心活動。MOMT 19/2012規定了兩種類型的外包方案，即“勞務供應”方案或“分包”方案。

根據 “勞動力供應”計劃，可以外包的工作僅限於性質上支持公司運營和業務或與公司生產流程間接相關的次要活動或職能。這些活動僅限於(I)清潔服務、(Ii)餐飲服務、(Iii)安保服務、(Iv)採礦和石油部門的輔助服務，以及(V)員工的交通服務(即公司接送員工的汽車司機)。

分包方案或合作方案中，委外的職能不能是公司的核心或主要業務活動。此外，為了能夠採用“合作方案”， 公司需要準備業務“流程圖”並向相關人力資源辦公室登記。請注意： 若要註冊此類“流程圖”，公司必須向其中一個商業協會(其成員與公司有相同的業務活動)申請併成為會員，因為註冊將需要通過該商業協會進行處理。 如果不符合任何這些要求，通常會導致人力資源部向違規的 公司發出命令，指示該公司僱用“外包”人員為永久僱員，並具有追溯效力。

其他 勞動合規義務

根據1981年關於強制性人力報告的第8號法律，僱主有義務提交一份強制性人力報告，其中包括僱員人數和從最低到最高的工資。此外，《人力法》還要求僱用至少10名員工的公司制定公司條例(或員工手冊)，其中通常列出僱用的一般條款和條件，如休假次數、休假程序、工作時間和紀律措施。此類公司規定必須在當地人力資源辦公室登記並獲得批准。如果公司有工會，用人單位和工會 可以簽訂一份內容往往與公司規定類似的《集體勞動協議》，並在當地人力資源局登記 集體勞動協議。如果用人單位和工會簽訂了集體勞動協議， 公司編制公司規章制度不是強制性的。我們不是任何集體勞動協議的一方。

歷史 和公司結構

我們 於2018年4月24日註冊為WJ Energy的控股公司，而WJ Energy又擁有我們在印尼的控股和運營子公司。 我們目前有一個大股東MadEric，擁有我們已發行和已發行普通股的68.29%。MADERIC 由我們的董事長兼首席執行官控制(見“主要股東”)。

WJ 能源於2014年6月3日在香港註冊成立。WJ Energy的初始股東是MadEric和HFO，各自擁有WJ Energy 50%的股份。2014年10月20日，HFO從MADERIC那裏獲得了4,000港元，作為WJ Energy 4,000股的對價， 這導致MADERIC擁有WJ Energy 90%的股份，HFO擁有10%的股份。

2015年2月27日，WJ Energy成立了GWN，作為收購Kruh區塊並隨後運營的工具。2017年3月20日，根據印尼法律，WJ Energy成立了印尼有限責任公司PT Harvel Nusantara Energi，作為石油和天然氣區塊收購的必備工具。

2017年6月26日，MADERIC以500港元的價格向HFO出售了500股WJ Energy的股份。同時，馬德里克以1,500港元的代價向獨立第三方(或歐朋公司)出售了1,500股WJ 能源股份。在這類交易結束時，WJ Energy的流通股由MadERIC持有70%，HFO持有15%，歐朋公司持有15%。2017年6月25日，馬迪埃和歐朋公司簽署了一項委託協議，賦予馬迪埃對歐朋公司所持股份的合法和實益所有權。

2017年12月7日，印尼有限責任公司PT Cogen Nusantara Energi在HNE的領導下成立，作為 通過與GWN聯合研究計劃預期收購新油氣區塊的必備工具。2018年5月14日，PT Hutama Wiranusa Energi根據GWN的要求成立，作為進行Citarum區塊聯合研究的財團的一部分，簽署收購Citarum區塊的合同。

2018年6月30日，我們與MADERIC和HFO(當時WJ Energy的兩個股東)簽訂了兩項協議：股份買賣協議和應收賬款協議以及債務轉換協議(我們統稱為重組協議)。重組協議的目的是重組我們的資本，以迎接我們於2019年12月完成的首次公開募股 。由於重組協議擬進行的交易：(I)WJ Energy(包括其資產和負債)成為本公司的全資附屬公司，(Ii)WJ Energy欠MadERIC和HFO的貸款分別為21,150,000美元和3,150,000美元，按面值轉換為本公司的普通股，以及(Iii)我們向MadERIC和HFO發行了總計15,999,000股普通股。上述交易計入名義股份發行 (我們稱為名義股份發行)。本招股説明書中提供的所有股份數量和每股數據已追溯 重述，以反映名義股票發行。

這 系列交易導致在我們首次公開募股之前，我們公司當時的所有權被設定為馬迪克(13,925,926股普通股)擁有87.04%的股份，HFO(2,074,074股普通股)擁有12.96%的股份，在總共16,000,000股已發行普通股 中，我們公司的所有權定為87.04%。

於2019年11月8日，我們根據開曼羣島法律以股份合併的方式(我們在此稱為反向股票拆分)，對我們的普通股實施了1比0的三七五(1比0.375)反向股票拆分。由於反向股票拆分，反向股票拆分前的16,000,000股已發行和已發行普通股總數減少到6,000,000股已發行和已發行普通股。反向股票拆分的目的是使我們的普通股能夠達到與紐約證券交易所美國證券交易所上市要求一致的股價。任何因反向股票拆分而產生的零碎普通股將被四捨五入為最接近的全額股票。反向股票拆分使我們的創始股東當時在我們公司的百分比所有權權益保持在87.04%由MadEric擁有(5,222,222股普通股)和12.96%由HFO擁有(777,778股 普通股)，在總計6,000,000股已發行普通股中。股票反向拆分還將我們普通股的面值從0.001美元增加到0.00267美元，並將我們公司的法定普通股數量從100,000,000股減少到37,500,000股， 法定優先股從10,000,000股減少到3,750,000股。

截至本招股説明書發佈之日，MadERIC擁有我們已發行和流通股的68.29%，而HFO擁有我們已發行和流通股的不到5%。截至本招股説明書的日期，我們已發行和已發行的普通股為7,647,214股。

下圖顯示了截至本招股説明書日期 的我們的公司結構，包括我們合併的控股子公司和運營子公司：

未在上文中反映的是，為了遵守與印尼公司所有權相關的印尼法律：(I)WJ Energy 擁有GWN和HNE 99.90%的流通股，(Ii)GWN和HNE各自擁有對方0.1%的流通股；和 (Iii)GWN擁有HWE 99.50%的流通股，其餘0.50%由HNE擁有；以及(Iv)HNE擁有CNE 99.90%的流通股，其餘0.10%由GWN擁有。

最近的發展--Kruh區塊的鑽井和生產

關於我們在Kruh區塊的鑽井計劃，我們於2021年3月宣佈計劃在2021年鑽探5口井，2022年鑽探6口井，2023年鑽探7口井，總共在Kruh區塊鑽18口新井。由於政府審批過程中的延遲以及2021年期間與新冠肺炎相關的 延遲，我們在Kruh區塊的整體鑽探計劃也同樣有所延遲。我們仍計劃到2024年鑽探18口新井，我們在2021年完成了其中2口井的鑽探(2022年至2024年期間還將再鑽探16口井)。

我們 於2021年4月21日開始在蘇門答臘島鑽探一口名為“Kruh 25”的油井，並於2021年8月22日在蘇門答臘島開始鑽探另一口名為“Kruh 26”的油井。我們在兩口油井中都發現了石油，由於Kruh區塊的Kruh 26井完工，我們的產量從2021年前10個月的約160桶/日增加到2021年12月底的約245桶/日，增幅超過50%。

我們 調動鑽機於2022年3月在我們的Kruh區塊連續鑽探2口生產井，即Kruh 27井和Kruh 28井，並於2022年4月開始Kruh 27井的鑽探作業。2022年5月12日，我們宣佈在Kruh發現了石油。在Kruh 27發現了大約132英尺的油砂，深度介於3,058到3,190英尺之間。Kruh 27井的這一含油層段(指從油區頂部到油區底部)厚14 英尺，因此比預期的要大，這意味着Kruh 27的總儲量可能比預期的要大。 根據這些鑽探結果，我們預計Kruh 27將於2022年5月底開始生產。

我們計劃在Kruh 27井完工後立即開始鑽探Kruh 28井。Kruh 區塊的第三口新井預計將於2022年6月至7月開始鑽探，並可能在2022年底之前的某個時候開始鑽探第四口新井。這些油井是我們先前宣佈的鑽探活動的繼續，目標是在2024年底之前在Kruh區塊完成總共18口新的生產井 。如果鑽探成功，預計Kruh 27和Kruh 28在投產第一年的平均日產量將超過100桶石油，每口井的鑽探和完工成本約為150萬美元。根據我們與印尼政府的合同條款和每桶90.00美元的油價(這是截至本招股説明書日期的布倫特原油當前價格的折扣價)，預計每口油井在前12個月將產生240萬美元的淨收入，這將足以收回第一年生產油井的鑽探成本。

L1 資本融資

於2022年1月21日(“初步成交日期”)，根據本公司與L1 Capital於2022年1月21日訂立的證券購買協議(“購買協議”)的條款，本公司與L1 Capital Global Opportunities Master Fund，Ltd.(“L1 Capital”)(“L1 Capital”)於2022年1月21日(“初步成交日期”)完成了首期500萬美元的私募配售(“首批”) 。

於第一批完成時，吾等向L1 Capital(I)發行6%的原始發行折讓高級可換股票據(br}，本金金額最高達700萬美元(下稱“票據”))及(Ii)五年期普通 認股權證(“初始認股權證”)，以按行使價每股6.00 美元購買最多383,620股普通股，並可予調整。

我們已經兩次修改了L1 Capital的融資文件 ，一次是在2022年3月，另一次是在2022年5月。根據本公司於2022年5月16日向L1 Capital發行的第二份經修訂及重訂的高級可轉換本票，該票據截至本招股説明書日期的現行主要條款如下：

1.本票據項下本金為1,000萬美元。

2.L1資本於吾等提交本招股章程所屬的第1號修訂註冊説明書後兩(2)個交易日內，而不是在該註冊説明書生效後的兩(2)個交易日內，根據票據向本行支付第二批500萬元(減去6%的原始發行折扣)。

3.先前同意的對該等第二批股份的市值限制及L1 Capital控制範圍內的所有其他條件對該等第二批股份的融資 已取消。

因此，票據項下的所有金額 均已撥給本公司，總額為940萬美元(即本金1,000萬美元減去原始發行折扣600,000美元，然後扣除配售代理費)。

基準投資有限責任公司的部門EF Hutton擔任此次發行的獨家配售代理，並收取慣例費用。

有關詳細信息，請參閲“銷售股東” 。

僱傭協議修正案

2022年1月21日，我們與我們的總裁Frank C.Ingriselli簽訂了僱傭協議第二修正案(“Ingriselli第二修正案”)。英格里塞利第二修正案的生效日期為2022年1月1日。Ingriselli第二修正案 修訂了Ingriselli先生與我們之間於2019年2月1日生效的某些僱傭協議，並由自2020年2月1日起生效的該僱傭協議第一修正案(“Ingriselli協議”)進行了修訂。

根據Ingriselli第二修正案：(I)Ingriselli協議的期限延展至2023年12月31日，除非根據Ingriselli協議的條款提前終止；及(Ii)Ingriselli先生獲授予60,000股普通股，其中30,000股於2022年7月1日歸屬，30,000股於2023年1月1日歸屬，禁售期自每次歸屬日期起計180天。

2022年1月21日，我們與我們的首席財務官Gregory Overholtzer簽訂了僱傭協議第二修正案(“Overholtzer第二修正案”)。奧沃霍爾策第二修正案的生效日期為2022年1月1日。Overholtzer第二修正案修訂了Overholtzer先生與我們之間於2019年2月1日生效的某些僱傭協議，該協議經自2020年2月1日起生效的僱傭協議第一修正案(“Overholtzer協議”)修訂。

根據Overholtzer第二修正案，Overholtzer協議的期限延長至2023年12月31日，除非根據Overholtzer協議的條款提前終止 。

未對Ingriselli協議或Overholtzer協議進行進一步更改。

前述對Ingriselli第二修正案和Overholtzer第二修正案的描述僅為摘要，並不聲稱是完整的，並通過參考此類文件的全文進行驗證，這些文件的表格分別作為附件10.5和10.6Tour Current Report on Form 6-K於2022年1月25日提交給美國證券交易委員會，並通過引用併入本文。

企業信息

我們的主要執行辦公室位於JL。GIESMART Plaza 7樓。印尼潘科蘭-雅加達12780，Raya Pasar Minggu No.17A。 我們這個地址的電話號碼是+62 21 26962888。我們在開曼羣島的註冊辦事處位於開曼羣島大開曼羣島卡馬納灣Nexus Way 89號Ogier Global(Cayman) Limited。我們的網站位於Www.indo-energy.com。本招股説明書中包含的信息 並未以引用方式併入本招股説明書，本招股説明書中對本網站的引用僅為非活躍的文本參考。

管理

董事和高管

下表列出了截至本招股説明書發佈之日我們的高管和董事的相關信息。

Wirawan Jusuf博士是我們公司的聯合創始人、首席執行官和董事會主席，自2014年以來一直擔任WJ Energy的首席執行官。自2015年以來，Jusuf博士還擔任了印度尼西亞一家完全整合和可持續發展的牛業務公司Pt. Asiabef Biofarm印度尼西亞公司的聯合創始人和專員。優素福博士還擔任馬迪克控股有限公司的董事 ，這是一傢俬人投資公司，也是我們的大股東，他於2014年創立了該公司。優素福博士的職業生涯始於他與人共同創立並擔任鉑金公司的董事。2012年至2014年，Jusuf博士在印度尼西亞中爪哇的加傑瑪達大學獲得公共衞生碩士學位，並在印度尼西亞雅加達的塔魯馬內加拉大學獲得醫學學位。我們相信Jusuf博士有資格在我們公司擔任他的職位，因為他在業務發展、政府關係和戰略規劃方面具有很強的資歷。

弗蘭克·C·英格里塞利自2019年2月以來一直擔任我們的主席。Ingriselli先生在能源行業擁有40多年的經驗，是一位經驗豐富的領導者和企業家，在不同的地理位置、商業環境和政治環境中擁有廣泛的勘探和生產經驗。2005年至2018年，英格里塞利先生擔任PEDEVCO Corp.和Pacific{br>Asia Petroleum，Inc.的創始人、總裁、首席執行官和董事長，這兩家能源公司都在紐約證券交易所美國證券交易所上市。在創建這兩家公司之前，Ingriselli先生於1979年至2001年在德士古擔任過多個高級管理職位，涉及勘探和生產、電力和天然氣運營、合併和收購活動、管道運營和企業發展。Ingriselli先生在德士古擔任的職位包括：德士古技術風險投資公司總裁、Timan Pechora公司總裁兼首席執行官(由德士古、埃克森、阿莫科、Norsk Hydro和Lukoil的關聯公司擁有)，以及德士古國際運營總裁，在那裏他指導了德士古在勘探和開發方面的全球計劃。在德士古任職期間，英格里塞利先生領導了德士古在中國、俄羅斯、澳大利亞、印度、委內瑞拉和許多其他國家的勘探和開發活動。Ingriselli先生自2019年以來一直擔任NXT Energy Solutions Inc.(多倫多證券交易所代碼：SFD；場外交易代碼：NSFDF)董事會的獨立成員，也是歐亞基金會的董事會成員 ，以及慈善公共基金會光明生活基金會的創始人和董事長。從2016年到2018年, Ingriselli先生創建並擔任黑鷹能源風險投資公司的總裁兼首席執行官，該公司致力於收購美國的石油和天然氣資產以用於發展目的。英格里塞利先生1975年畢業於波士頓大學，獲得工商管理學士學位。他還於1977年在紐約大學獲得金融和國際金融碩士學位，並於1979年在福特漢姆大學法學院獲得法學博士學位。

吳嘉欣(Charlie)博士自2018年以來一直擔任我們的首席運營官。吳博士是一位高素質和公認的石油和天然氣行業資深人士，擁有40多年的經驗。在過去的15年裏，吳博士一直負責為印尼的3家獨立石油和天然氣公司建立和領導上游勘探和生產團隊。在加入我們公司之前，吳博士自2017年以來一直擔任PT的首席技術官。Pandawa Prima Lestari是一家在加裏曼丹經營PSC區塊的石油和天然氣公司，也是一家獨立的石油和天然氣顧問。吳博士此前曾擔任董事運營總監兼鉑的首席運營官。Sugih Energy TBK是一家油氣勘探和生產公司，2013年至2016年在蘇門答臘島中部和南部擁有4個PSC區塊。2010年至2013年，吳博士擔任董事印尼太平洋石油天然氣公司的總裁，該公司是一家石油和天然氣公司，在北蘇門答臘島經營2個PSC區塊，在亞齊經營1個KSO區塊。在二零一零年之前，吳博士已過渡至Petroselat有限公司(他於2000年開始在蘇門答臘島中部的PSC區塊勘探及生產)及國際礦產資源公司(自2003年起)擔任副總裁兼總經理一職。1999年至2000年，吳博士在EMP Kondur石油公司擔任勘探顧問，該公司是一家石油公司，在蘇門答臘島中部經營一家生產PSC。從1981年到1999年，吳博士在大西洋裏奇菲爾德公司(ARCO，現為BP Plc)擔任過各種國際職務。1996年至1999年，吳博士在印度尼西亞雅加達擔任地質專家。從1990年到1995年，吳博士在德克薩斯州普萊諾的ARCO組織擔任新風險地質學家，從1985年到1990年，吳博士在雅加達擔任ARCO的勘探協調員, 印度尼西亞。1983年至1985年，吳博士開始在ARCO 擔任德克薩斯州普萊諾的探險家，在此期間，他獲得了ARCO副總裁級別的“勘探卓越獎” ，以表彰他為全球員工提供地質歷史和盆地建模方面的培訓，並取得了隨後的勘探成功。 1979年至1981年，吳博士在Core實驗室公司擔任巖石物理主管。吳博士於1979年開始在俄克拉荷馬大學美國能源部擔任研究專家。吳博士於2000年在德蒙福特大學獲得工商管理研究生文憑，並於1991年在德克薩斯大學獲得地球科學博士學位。他還於1979年在託萊多大學完成了地質學理學碩士學位。在攻讀研究生之前，吳博士於1975年在臺灣大學獲得地質學理學學士學位。吳博士還曾在德克薩斯大學達拉斯分校和印度尼西亞大學擔任兼職教授，在那裏他教授了8門常規和工業課程。

米孜·F·塞德自2018年起擔任我們公司的首席業務開發官和董事首席執行官，並擔任我們子公司PT的首席執行官 。綠色世界Nusantara自2014年以來。2012年至2014年，賽義德先生擔任董事總裁兼鉑金專員。漢普斯·帕特拉加斯，鉑。Humpuss Trading and PT.Humpuss Wajo Energi同時。所有這些公司都是PT的子公司。Humpuss是一家印尼控股公司，專注於能源業務，包括上游、運輸和煉油活動。 2010年至2012年，賽義德先生擔任太平洋石油天然氣公司高級業務發展和對外關係經理。從2007年到2010年，賽義德與他人共同創立了鉑金公司。亞洲碳氫化合物公司，一傢俬人石油和天然氣投資公司，並擔任該組織的運營專家。在擔任PT首席運營官之前。Indelberg印度尼西亞從2006年到2007年，Said先生在2004到2006年間擔任Akar Golindo集團的企業運營總監。2001-2004年間，Said先生擔任BP印尼公司Kangean Asset的項目成本控制員和分析師，在此期間，由於他的成就，他被授予“Spot 在管理和安置方面做出重大貢獻的表彰獎”。1997年至1999年，他擔任JOB PerTamina Western Madura Pty Ltd.的運營經理，這是一家由Citiview Corporation Ltd(一家澳大利亞石油和天然氣公司)和PerTamina(印度尼西亞國有石油和天然氣公司)共同運營的公司，在東爪哇的Madura經營一個區塊。賽義德先生的職業生涯始於在鉑金公司擔任高級鑽井工程師。印尼私營油氣公司Humpuss Patragas是PT的子公司。運營策普區塊的Humpuss , 1991年至1997年在東爪哇任職(他後來於2012年回到該組織，並同時擔任兩個高級管理職位)。Said先生在澳大利亞珀斯的科廷理工大學獲得工程管理碩士學位，並在印度尼西亞化學工程學院獲得工程學士學位。賽義德先生 是印度尼西亞石油協會(IPA)和印尼石油工程師協會(IATMI)的專業會員，英語和印尼語流利。我們相信，賽義德先生受過良好的教育，擁有豐富的專業經驗，包括在能源和基礎設施領域的成就和專業知識，因此有資格擔任我們公司的職務。

James J.Huang是我們公司的聯合創始人，自成立以來一直擔任我們公司的首席投資官和董事，並自2014年以來一直擔任WJ能源的首席投資官。黃先生是董事集團有限公司的聯合創辦人並一直擔任該公司的職務，該公司是一家全面整合和可持續發展的牛業務公司和鉑的控股公司。Asiabef Biofarm印度尼西亞，自2015年以來。黃先生是鉑公司的創始人，也是董事的一員。HFI國際諮詢公司，一家總部位於印度尼西亞的商業諮詢公司，自2014年以來。黃先生 之前是鉑的董事。Biofarm Plantation，一家牛貿易公司，從2013年到2015年。從2010年到2013年，黃創立了公司，並在華高國際擔任董事的職務。小鬼。E Exp.有限公司，一家在巴西提供集成安全和監控解決方案的信息技術公司。黃先生的職業生涯始於2008年，當時他在巴西聖保羅的巴博薩律師事務所實習，從事公司法和税務諮詢工作。黃先生持有英國特許金融分析師^®(CFA) 指定並持有巴西律師協會(OAB/SP)頒發的律師職業執照。黃先生在巴西聖保羅高等商學院(Escola de Direito de São Paulo)獲得法學學士學位，之前也曾在聖保羅高等行政學院(Escola de Administration ação de Empresas de Empresas de Sao Paulo)參加過巴加斯基金會(Fundação Getúlio Vargas)的企業管理雙學位課程。我們相信，由於黃先生在金融、法律事務、商業管理和戰略規劃方面的專業知識，他有資格擔任我們公司的職位。

格雷戈裏·歐沃霍爾策自2019年2月以來一直擔任我們的首席財務官。奧沃霍爾策是一位經驗豐富的上市公司財務總監，包括能源領域的財務總監。Overholtzer先生曾在2012年1月至2018年12月期間擔任PEDEVCO Corp.的首席財務官。2011年至2012年，奧沃霍爾策先生擔任董事高級顧問和增值解決方案公司現場顧問，在那裏他曾為多家公司的首席財務官和財務總監提供諮詢。Overholtzer先生在2008至2011年間擔任Omni-ID USA Inc.的首席財務官。Overholtzer先生於2006年至2008年擔任Genitope Corporation的公司財務總監，並於2005年至2006年擔任Stratex Inc.的公司財務總監。Overholtzer先生在1998至2005年間擔任聚合物技術集團的首席財務官兼財務副總裁。1997-1998年間，他擔任TeleSensory公司首席財務官兼財務副總裁。Overholtzer先生於1994至1997年間在Giga-tronics公司擔任首席財務官、財務副總裁和公司祕書。1982年至1994年，Overholtzer先生還在中銀集團倫敦分公司Airco Coating Tech.擔任過多個職位，其中包括高級財務分析師、會計總經理、財務和行政副總裁。在他職業生涯的最初幾年，Overholtzer先生還在1984至1987年和1989至1991年間擔任金門大學管理會計MBA課程講師。Overholtzer先生在加州大學伯克利分校獲得MBA學位，專攻金融和會計專業，並以Beta Sigma榮譽畢業。在攻讀研究生之前，Overholtzer先生在加州大學伯克利分校獲得動物學學士學位，並以大學榮譽畢業。

穆赫塔爾 侯賽因自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。2013年至2018年，侯賽因先生擔任中東和加勒比地區經濟和社會事務部監察長。2014年至2018年，侯賽因先生還擔任普拉特委員會委員。Timah(Persero)Tbk是一家印尼國有企業，從事錫礦開採，在印尼證券交易所上市。2012年，侯賽因先生擔任印尼政府公共福利和國防安全監管機構董事 ；2009年至2012年，他擔任印尼國家財政與發展監督委員會(簡稱BPKP)駐中爪哇省代表處負責人； 2005年至2009年，他擔任BPKP駐中爪哇省財政與投資監督部董事主任；2004年，他擔任BPKP駐楠榜省代表處負責人。2000年至2004年，侯賽因先生在雅加達擔任印尼國家和地區所有企業監督部負責人。1997至2000年間，侯賽因先生同時擔任東努沙登加拉省印尼國有和地方企業監管部主管和燃料及非燃料分配監管科科長。侯賽因先生於1993年開始他的職業生涯，擔任本庫盧省服務、貿易和金融機構監督科科長，並在BPKP擔任一系列高級職位，直到2012年。侯賽因先生擁有法醫審核員證書。他在東爪哇的馬朗的Brawijaya大學獲得了經濟學學士學位。我們相信侯賽因先生有資格以他在調查性審計、合規和公司治理方面的專業知識作為我們公司的董事人員。

本尼 達瑪旺自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。自2006年以來，達馬萬先生一直在澳大利亞、英國和美國工作，在澳大利亞、英國和美國擁有豐富的國際經驗，此後一直擔任鉑公司董事的職務。Panasia Indo Resources Tbk.， 一家控股公司，主要從事紗線製造和合成纖維，但通過其子公司，也從事採礦業。此外，自2015年以來，Dharmawan先生一直擔任PT的主計長。位於印度尼西亞中爪哇的全集成水泥生產商Sinar Tambang ARTHELSTARY。從2007年到2015年，Dharmawan先生在紐約、倫敦和悉尼的全球銀行、諮詢、交易、資產管理和零售金融服務提供商Macquarie Group擔任過多個高管職位(包括股權、資本市場、地區運營和合規)，最終晉升為協理副總裁。Dharmawan先生在澳大利亞卡普蘭獲得了應用金融和投資研究生證書，並在澳大利亞麥格理大學獲得了商務學士學位。Dharmawan先生持有註冊反洗錢專家(CAMS-ACAMS) 證書。我們相信，由於達馬萬先生之前在國際上的專業成就，特別是他在風險管理、合規、金融市場、業務管理以及戰略和戰術規劃方面的專業知識，他有資格擔任我們公司的董事人員。

坦巴[br]P.Hutapea自2018年10月以來一直擔任我們公司的董事。自2004年以來，Hutapea先生在印度尼西亞投資協調委員會(BKPM)擔任過幾個主管和董事職務。Hutapea先生在BKPM的豐富經驗為他在投資規劃和政策、投資許可、投資合規和公司治理方面的核心能力做出了巨大貢獻。 從2011年到2018年8月，Hutapea先生擔任BKPM投資規劃副主席。在此之前，Hutapea先生 在2010年至2011年擔任農業及其他自然資源投資策劃部董事總裁。在此之前，他是2007年至2010年投資放鬆監管的董事 。2006年至2007年，Hutapea先生擔任規劃和信息局局長。 2005年至2006年，他擔任第三地區(蘇拉威西、日惹和中爪哇)的董事負責人。2004年至2005年，Hutapea先生 擔任董事投資融資服務部主管。Hutapea先生在賓夕法尼亞大學獲得城市規劃碩士學位，在西爪哇茂物農業大學獲得農學學士學位。我們相信Hutapea先生有資格成為我們公司的董事，因為他在BKPM擔任過多個高級投資管理職位，具有專業成就 以及他在投資規劃和管理方面增強的知識和技能。“

邁克爾·L·彼得森自2021年1月以來一直作為我們公司的董事。自2020年12月以來，他一直擔任內沃汽車公司的首席執行官，這是一家將低碳排放卡車商業化的公司。2011年至2018年，Peterson先生在PEDEVCO Corp.(紐約證券交易所美國股票代碼：PED)擔任多個高管職位，該公司是一家主要在美國從事石油和天然氣頁巖業務的收購、勘探、開發和生產的上市公司。這些職位包括首席執行官、總裁、首席財務官和執行副總裁。自2016年8月以來，彼得森先生一直擔任董事集團(納斯達克：MEDS)董事會的獨立董事，這是一家總部位於佛羅裏達州的網絡醫藥市場平臺。2006至2012年，他曾在總部位於加利福尼亞州庫比蒂諾的全球先進生物燃料和可再生商品化學品公司Aometis，Inc.(前身為AE BioFuels Inc.)擔任多個高管職位。這些職位包括董事臨時總裁和執行副總裁。 從2008年12月至2012年7月，彼得森先生還曾擔任內沃能源公司(前身為Solargen能源公司)的董事長兼首席執行官，這是一家總部位於加利福尼亞州庫比蒂諾的公用事業規模太陽能發電場開發商，彼得森參與創建了該公司，目前以內沃汽車公司的名稱運營。2005年至2006年，Peterson先生擔任美國機構合夥人的管理合夥人，這是一家總部位於鹽湖城的風險投資基金。2000年至2004年，他在美林擔任第一副總裁，在那裏他幫助建立了一個新的私人客户服務部門，專門與高淨值投資者合作。從1989年9月到2000年1月，Peterson先生受僱於高盛公司，擔任各種職位和角色, 包括作為副總裁，負責為超過70億美元的資產提供諮詢和管理的專業團隊。Peterson先生自2018年從Pedevco退休以來， 他一直擔任臺灣台北耶穌基督後期聖徒教會臺北傳教團的會長。Peterson先生在萬豪管理學院獲得工商管理碩士學位，並在楊百翰大學獲得統計學/計算機科學學士學位。彼得森先生有資格成為我們公司的董事的一員，因為他在管理、運營和發展上市和私營公司方面擁有豐富的經驗，尤其是在能源行業活躍的公司。

家庭關係和利益衝突

我們的高級管理人員和董事之間沒有任何家庭關係。我們不知道與我們的高級管理人員和董事在業務管理和運營中產生的任何利益衝突。

董事會和委員會

一般信息

我們的董事會由七(7)名董事組成。我們的大多數董事會(即Mochtar Hussein、Benny Dharmawan、Tamba P.Hutapea和Michael L.Peterson)都是獨立的，這一術語是由紐約證券交易所美國人定義的。我們的董事會成員 每年在我們的年度股東大會上選舉產生。

我們 沒有領先的獨立董事，我們預計也不會有領先的獨立董事。我們的董事會作為一個整體在我們的風險監督中發揮着關鍵作用。我們的董事會做出與我們公司相關的所有決定。我們認為，讓我們所有董事參與風險監督事務並提供意見是適當的。

董事會 委員會

我們的董事會有三個常設委員會：審計委員會、薪酬委員會和提名和公司治理委員會 。每個委員會有三名成員，每個成員都是獨立的，正如紐約證券交易所美國人所定義的那樣。

審計委員會負責監督我們公司的會計和財務報告流程以及對公司財務報表的審計，包括任命、薪酬和監督我們的獨立審計師的工作。

薪酬委員會審查並向董事會建議我們對高級管理人員的薪酬政策和所有形式的薪酬，還根據我們的激勵性薪酬計劃和基於股權的計劃進行管理並有權發放贈款。

提名和公司治理委員會負責評估我們董事會的表現，考慮 並就董事的提名或選舉和其他治理問題向我們的董事會提出建議。 提名和公司治理委員會在提名董事時將考慮各種意見和經驗。

審計委員會、薪酬委員會以及提名和公司治理委員會的成員如下。根據紐約證券交易所美國證券交易所的規定，所有這些成員都有資格成為獨立成員。

董事的職責

根據開曼羣島法律，董事對公司負有三種責任：(A)法定責任、(B)受託責任和(Iii)普通法責任。《公司法》規定了董事的一系列法定職責。開曼羣島董事的受託責任未編入法典，但開曼羣島法院認為，董事應承擔下列受託責任：(A)以董事真誠認為對公司最有利的方式行事的責任；(B)為其被授予的目的而行使其權力的責任；(C)避免限制其日後酌情決定權的責任；及(D)避免利益與義務衝突的責任。董事所負的普通法責任是指以熟練、謹慎和勤勉的態度行事，而執行與該董事就公司所履行的職能相同的職能的人可合理地 期望該人以熟練、謹慎和勤勉的態度行事，並且 按照與他們所擁有的特定技能相適應的謹慎標準行事，從而使 他們能夠達到比沒有這些技能的董事更高的標準。在履行對我們的注意義務時，我們的董事必須確保 遵守我們不時修訂和重述的修訂後的公司章程(我們的公司章程)。 如果我們的任何董事的義務被違反，我們有權要求賠償。我們的董事會。

感興趣的 筆交易

A 董事可以投票、出席董事會會議，或者假定董事是一名高級管理人員並且已經獲得批准，可以就他或她感興趣的任何合同或交易代表我們簽署文件 。我們要求董事在意識到他或她對我們已經或將要進行的交易感興趣後，立即向所有其他董事披露該權益。 董事向董事會發出的一般通知或披露，或載於董事會或董事會任何委員會的會議紀要或書面決議案中的其他內容，表明該人是任何指定商號或公司的股東、董事高管或受託人 ，並將被視為在與該商號或公司的任何交易中擁有權益，即為充分披露，且在該一般通知 發出後，將無需就任何特定交易發出特別通知。

薪酬 和借款

我們的 董事可以獲得由我們的董事會決定或不時改變的薪酬。薪酬委員會將協助董事審查和批准董事的薪酬結構。

我們的董事會可以行使公司的所有權力，借入資金，抵押或抵押我們的業務和財產，以及我們現在和未來的資產以及未催繳資本或其中的任何部分，發行債券和其他證券，無論是直接 ，還是作為我公司或其母公司(如果有)或我公司或任何第三方的任何附屬公司的任何債務、債務或義務的附屬擔保。

資格

我們董事會的大多數成員都必須是獨立的。董事沒有會員資格。董事的持股資格 可由我們的股東通過普通決議案確定，在確定之前，不需要任何股份資格 。

董事和高級管理人員責任限制

根據開曼羣島法律，我們的每一位董事和高級管理人員在履行其職能時，都必須誠實和真誠地行事，以期實現我們的最佳利益，並行使合理審慎的人在類似情況下會行使的謹慎、勤勉和技能 。開曼羣島法律沒有限制公司章程對高級管理人員、董事和祕書的賠償範圍，除非開曼羣島法院認為任何此類規定與公共政策相違背，例如就民事欺詐或犯罪後果提供賠償。

公司章程規定，在法律允許的範圍內，每一位現有或以前的董事(包括替代董事)、祕書和我們的任何其他官員(包括投資顧問、管理人或清盤人)及其遺產代理人：

我們的董事會關於董事是否出於我們的最大利益而誠實守信的決定，以及 關於董事是否沒有合理理由相信他或她的行為是非法的決定，在沒有欺詐的情況下就足以 達到賠償的目的，除非涉及法律問題。通過任何判決、命令、和解、定罪或不予抗辯而終止任何訴訟程序，本身並不推定董事人沒有誠實和善意地行事並着眼於我們的最佳利益，或者董事人有合理理由相信他或她的行為是非法的。 如果被賠償的董事在上述任何訴訟中勝訴，董事有權獲得賠償 包括律師費在內的所有費用和所有判決，為和解而支付的罰款和金額， 董事或管理人員與訴訟程序相關的合理支出。

我們 已經為我們的任何董事或高級管理人員購買了保險，並目前為董事或高級管理人員承擔的任何責任購買了保險，無論我們是否有權 就我們的公司章程中規定的責任向董事或高級管理人員進行賠償。鑑於上述條款可能允許我們的董事、高級管理人員或控制我公司的人士對證券法下產生的責任進行賠償，我們已被告知，美國證券交易委員會認為，此類賠償違反證券法中明確表示的公共政策，因此無法執行。

參與某些法律程序

據我們所知，我們沒有任何董事或高級職員在刑事訴訟中被定罪，不包括交通違法或類似的輕罪，也沒有在過去五年中參與任何司法或行政訴訟，導致判決、 法令或最終命令禁止個人未來違反聯邦或州證券法或禁止任何違反聯邦或州證券法的活動，但未經批准或和解而被解僱的事項除外。 除非我們在下面的“關聯方交易，“我們的董事和管理人員沒有 參與與我們或我們的任何關聯公司或聯營公司進行的任何交易，這些交易根據美國證券交易委員會的規則和規定必須披露 。

商業行為和道德準則

董事會於2019年6月21日通過了適用於我們董事、高級管理人員和員工的道德和商業行為準則。

高管薪酬

我們的薪酬委員會由獨立董事會成員組成，根據我們的財務和經營業績和前景，以及高管對我們成功的貢獻，確定支付給我們高管的薪酬。我們的薪酬 委員會每年通過董事會或薪酬委員會的一系列績效標準來衡量我們的每位高管。此類標準基於某些客觀參數，例如工作特點、所需的專業精神、管理技能、人際交往技能、相關經驗、個人表現和公司整體表現。

我們的董事會尚未通過或建立正式的政策或程序來確定支付給我們的 高管的薪酬金額。我們的董事會將對關鍵員工的適當薪酬進行獨立評估，管理層將提供意見。我們的董事會對高管薪酬計劃、政策和計劃進行監督。

彙總表 薪酬表

下表提供了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度內因向我們提供服務而獎勵、賺取或支付給每位指定高管的總薪酬的彙總信息。